Leilões de baterias: o sucesso da inovação começa pela segurança jurídica

Antes das regras: por que o sistema elétrico precisa de baterias?

Para compreender os leilões, é preciso começar pelo problema que eles procuram resolver.

A energia elétrica precisa ser produzida e consumida praticamente ao mesmo tempo. Quando uma pessoa acende uma lâmpada ou uma indústria liga uma máquina, o sistema deve responder imediatamente. Durante décadas, grande parte dessa flexibilidade foi fornecida por usinas hidrelétricas com reservatórios e por usinas térmicas que podem ser acionadas conforme a necessidade.

A expansão das fontes solar e eólica trouxe energia renovável e competitiva, mas também um desafio operacional. O sol e o vento não obedecem ao horário do consumo. Pode haver muita geração solar ao meio-dia e maior demanda no começo da noite, quando o sol já perdeu intensidade. Em determinados momentos, a produção disponível pode superar a capacidade de consumo ou de transporte da rede; em outros, o sistema precisa de potência adicional em poucos minutos.

Quando o sistema não consegue consumir ou transportar toda a produção potencial naquele momento, o ONS determina a redução da geração. Esse procedimento é chamado curtailment, expressão inglesa que pode ser traduzida como restrição ou corte de geração. Significa ordenar que uma usina reduza ou interrompa parte do que poderia produzir porque o sistema, naquele momento, não consegue receber toda aquela energia com segurança. Não se trata, rigorosamente, de energia que chegou a ser produzida e depois desapareceu: é energia que poderia ter sido gerada, mas cuja produção foi limitada para preservar o equilíbrio e a segurança do sistema.

A dimensão do problema já é relevante. Em relatório oficial sobre 2024, o ONS calculou que somente as restrições motivadas por excesso de oferta em determinados horários — os cortes por razão energética — totalizaram aproximadamente 4.330 GWh no ano. São 4,33 bilhões de quilowatts-hora de geração potencial que não pôde ser aproveitada, quantidade equivalente a manter uma potência média de 493 MW durante todos os dias e horas daquele ano. Em um domingo analisado pelo Operador, a restrição momentânea de fontes eólicas e solares chegou à ordem de 20 GW.

O descompasso aparece ao longo do próprio dia. Entre o fim da manhã e o começo da tarde, a produção solar é elevada e a demanda líquida do sistema pode estar reduzida. No início da noite, a geração solar cai rapidamente justamente quando o consumo pode permanecer alto ou aumentar. Sem armazenamento suficiente, parte da geração renovável disponível nas horas de abundância precisa ser limitada; algumas horas depois, o sistema pode necessitar de hidrelétricas, termelétricas ou outros recursos flexíveis para atender à elevação da demanda.

O problema não é episódico. Para os anos de 2027 a 2030, o Plano da Operação Energética de 2026 projeta cortes médios totais entre 2 GW e 3 GW, com maior frequência entre 7h e 15h e maior intensidade aos domingos. O mesmo estudo aponta que, embora a expansão da transmissão e o crescimento da carga possam reduzir parte das restrições, os cortes de geração continuarão presentes na operação do sistema e poderão ser atenuados pela introdução de soluções de armazenamento.

É nesse intervalo que entram os sistemas de armazenamento. Grandes conjuntos de baterias podem ser recarregados nas horas em que existe energia abundante e devolvê-la à rede quando o sistema determina, especialmente nos períodos de maior necessidade. Eles não criam energia. Permitem que parte da geração que seria restringida seja efetivamente produzida, armazenada e utilizada mais tarde. Além disso, podem ajudar a estabilizar tensão e frequência, responder rapidamente a variações e reduzir a necessidade de soluções mais caras em momentos críticos.

As baterias, contudo, não eliminarão sozinhas todos os cortes. Parte das restrições decorre de limites de transmissão, de requisitos de estabilidade ou da localização da geração, e nem todo excedente estará acessível a uma bateria no momento e no ponto adequados. Expansão da rede, aprimoramento dos controles, crescimento da demanda, gestão da geração distribuída e outras fontes de flexibilidade continuam necessários. O armazenamento é uma peça importante dessa arquitetura: absorve parte da energia disponível nas horas de excesso e a transfere para os períodos em que a carga aumenta.

A contratação abrange Sistemas de Armazenamento de Energia Elétrica — SAEs autônomos, baseados em baterias. Na terminologia internacional, esses empreendimentos são conhecidos como BESS — Battery Energy Storage Systems. Não se trata de baterias isoladas, mas de instalações integradas por módulos, conversores, transformadores, sistemas de controle, proteção e conexão, dimensionadas para receber energia da rede e devolvê-la conforme os comandos operacionais.

Quem faz o quê nesse processo?

O setor elétrico utiliza muitas siglas porque diferentes instituições cumprem tarefas distintas.

O MME — Ministério de Minas e Energia formula as diretrizes da política energética. Foi o Ministério que editou a Portaria Normativa nº 136/2026, estabelecendo as características essenciais dos certames.

A ANEEL — Agência Nacional de Energia Elétrica regula e fiscaliza o setor. Ela coordena os leilões e elabora os editais e modelos de contrato. Neste momento, a Agência submeteu as prévias desses documentos à participação pública.

A EPE — Empresa de Pesquisa Energética realiza estudos e habilita tecnicamente os projetos. Cadastramento perante a EPE é uma porta de entrada, não uma aprovação definitiva nem garantia de contratação.

O ONS — Operador Nacional do Sistema Elétrico coordena a operação das instalações no SIN — Sistema Interligado Nacional, a grande rede que atende a maior parte do país. Durante o contrato, será o ONS que determinará quando o sistema de baterias deve carregar ou descarregar.

A CCEE — Câmara de Comercialização de Energia Elétrica contabiliza transações do mercado e, na reserva de capacidade, representa os agentes de consumo na celebração e administração do contrato com o vencedor.

Essa divisão já revela a complexidade: o empreendimento precisa ser tecnicamente habilitado, vencer uma disputa econômica, conectar-se à rede, obedecer à operação centralizada e cumprir um contrato administrado dentro das regras de comercialização.

O benefício é nacional, mas a localização das baterias importa

Os leilões foram concebidos para atender à necessidade de potência do SIN, e não para abastecer isoladamente um Estado ou uma distribuidora. Por isso, o benefício pretendido é sistêmico: ampliar a continuidade do fornecimento, a segurança operativa e a capacidade de integrar fontes renováveis na rede que atende a maior parte da população e da atividade econômica brasileira. Os sistemas isolados, que não estão conectados ao SIN, não são o objeto direto desta contratação.

O caráter nacional, porém, não torna indiferente o lugar onde cada bateria será instalada. A rede possui limites físicos: pode haver excesso de geração em uma região e necessidade de potência em outra sem capacidade suficiente para transportar toda a energia entre elas. A Portaria, por isso, identifica pontos de conexão que recebem uma bonificação locacional de 10% para fins de competição. Essa bonificação não é um pagamento adicional; é um ajuste no preço usado para classificar os projetos, favorecendo localizações capazes de proporcionar maior benefício ao sistema. Além disso, nenhum projeto poderá ser habilitado se o ponto escolhido não tiver capacidade remanescente suficiente para a descarga e para a recarga.

Em outras palavras, as baterias servirão ao sistema nacional, mas produzirão efeitos físicos mais imediatos nas regiões e nos pontos da rede em que forem conectadas. É justamente a combinação entre coordenação nacional e localização eficiente que pode transformar equipamentos dispersos em um recurso integrado de segurança elétrica.

O que já está definido — e o que ainda depende dos editais

Ainda não existem editais definitivos. As Consultas Públicas nº 22 e 23 de 2026 da ANEEL submetem à participação social as prévias dos dois editais e as respectivas minutas contratuais. O calendário oficial prevê audiência pública em 1º de setembro e recebimento de contribuições até 14 de setembro de 2026.

Uma consulta pública não é formalidade ornamental. É a fase em que empresas, consumidores, associações, especialistas e demais interessados podem apontar ambiguidades, inconsistências ou consequências indesejadas das regras propostas. Depois de examinar as contribuições, a ANEEL poderá manter ou ajustar as minutas antes de publicar os editais finais.

O edital disciplina a competição: define quem pode participar, documentos e garantias, apresentação dos lances, classificação e obrigações anteriores e posteriores à contratação.

O CRCAP — Contrato de Potência de Reserva de Capacidade vinculará o vencedor durante a execução. Ele disciplinará receita, disponibilidade, medição do desempenho, reduções de pagamento, penalidades e encerramento.

O desenho jurídico pode ser compreendido em três níveis:

1. a Lei nº 10.848/2004 e o Decreto nº 10.707/2021 fornecem a base jurídica da reserva de capacidade;
2. a Portaria Normativa nº 136/2026 fixa diretrizes vigentes para estes leilões;
3. os editais e contratos ainda são minutas e podem mudar após as consultas públicas.

A estrutura dos leilões, portanto, já possui fundamentos e diretrizes vinculantes, mas o detalhamento capaz de definir a alocação concreta de muitos riscos ainda depende da versão final dos editais e contratos.

Por que haverá dois leilões — e o que significam os Produtos A e B

O calendário vigente prevê dois certames sucessivos:

• em 2 de dezembro, o Leilão nº 05/2026, denominado Armazenamento Nacional, no qual será negociado o Produto Potência Armazenamento 2028 A;
• em 4 de dezembro, o Leilão nº 06/2026, denominado Armazenamento Geral, no qual será negociado o Produto Potência Armazenamento 2028 B.

As letras A e B não indicam diferença de qualidade, potência ou duração. Também não significam que um produto atenderá determinada região e o outro, região distinta. Os requisitos essenciais de desempenho são, em princípio, equivalentes. A distinção central está na origem industrial dos sistemas elegíveis e na ordem em que a necessidade do SIN será atendida.

O Produto A é reservado aos sistemas que comprovem os requisitos mínimos de nacionalização estabelecidos no Sistema de Credenciamento de Fornecedores Informatizado do BNDES — Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social, conhecido como Sistema-CFI. Isso não significa necessariamente que todos os componentes tenham de ser fabricados no Brasil nem obriga o empreendedor a financiar o projeto no Banco. Significa que o sistema oferecido deverá obter e manter o credenciamento segundo os critérios técnicos de conteúdo nacional aplicáveis.

O Produto B é aberto aos demais sistemas elegíveis, sem aquela exigência de nacionalização. Permite, portanto, a participação de soluções que utilizem equipamentos importados ou que não obtenham o credenciamento exigido para o Produto A, desde que cumpram os demais requisitos técnicos, econômicos e jurídicos do certame.

A criação dos dois produtos procura conciliar objetivos que podem entrar em tensão. De um lado, o Governo pretende estimular a formação de uma cadeia produtiva nacional de equipamentos estratégicos. De outro, precisa preservar competição, escala e capacidade de contratar a potência necessária ao sistema, ainda que a oferta nacional não seja suficiente ou não apresente as melhores condições econômicas.

Por isso, os leilões não são independentes. O certame nacional ocorrerá primeiro. A potência nele contratada será considerada no cálculo da necessidade remanescente e da capacidade de conexão disponível para o leilão geral. Em linguagem simples, o Produto A recebe prioridade para atender à necessidade do SIN; o Produto B funciona como complementação, preservando a possibilidade de contratar sistemas sem conteúdo nacional quando isso for necessário.

Essa sequência também exige transparência. Se a política industrial pretende reservar espaço à produção nacional, as regras precisam esclarecer como será apurada a capacidade produtiva, como o resultado do primeiro certame reduzirá a demanda do segundo e em que momento esses dados serão conhecidos. Sem essas informações, fornecedores e financiadores podem ter dificuldade para estimar o tamanho efetivo de cada mercado e preparar propostas competitivas.

A nacionalização cria ainda um risco jurídico próprio. O empreendedor não pode depender de afirmação comercial vaga do fabricante. Precisa transformar o credenciamento em obrigação contratual documentada: fornecimento das evidências, manutenção das condições exigidas, cooperação perante as autoridades, direito de auditoria e consequências se a informação não se confirmar. A Portaria determina que o contrato trate da comprovação na assinatura e durante a implantação, inclusive com possibilidade de extinção em caso de descumprimento. Diante da gravidade dessa consequência, o edital definitivo deve distinguir a fraude ou perda substancial do conteúdo nacional de falhas documentais ou desconformidades sanáveis, estabelecendo procedimento de verificação, prazo de correção e proporcionalidade da resposta.

Quem pagará a conta — e por que isso afeta a segurança do leilão

A receita dos projetos vencedores será paga no âmbito da reserva de capacidade. Isso suscita uma pergunta distinta daquela sobre quem receberá: entre quais agentes do setor elétrico o custo da contratação será distribuído?

A resposta está na Lei nº 15.269/2025, que alterou o art. 3º-A da Lei nº 10.848/2004. Para a reserva de capacidade em geral, a legislação prevê rateio entre usuários finais do SIN, incluindo consumidores regulados e livres e, nos limites legais, autoprodutores. Para sistemas de armazenamento por baterias, contudo, foi criada uma regra específica: o § 6º determina que os custos sejam rateados apenas entre os geradores de energia, na forma da regulamentação da ANEEL.

A norma está vigente. O que ainda precisa ser disciplinado é sua aplicação concreta: quais geradores serão alcançados, qual será a base de cálculo, como o encargo será apurado e cobrado e quais diferenciações serão admitidas. Essa regulamentação não é periférica. Ela afeta a previsibilidade financeira dos agentes chamados a suportar contratos de quinze anos e pode influenciar preços, decisões de investimento e contestações administrativas ou judiciais.

O ponto tornou-se uma das controvérsias centrais do modelo. Manifestações setoriais sustentam que o armazenamento presta benefícios de segurança, flexibilidade e confiabilidade a todo o SIN e, por isso, questionam a concentração de seu custo em um único segmento. Argumenta-se também que tecnologias capazes de prestar serviços equivalentes de capacidade ficariam submetidas a regimes distintos de custeio. A existência da crítica não retira a vigência da lei nem autoriza concluir, sem decisão competente, que a regra seja inválida. Demonstra, porém, que o edital será publicado sobre uma base econômica sensível e ainda dependente de regulamentação.

A controvérsia chegou ao Congresso. O Projeto de Lei nº 3.716/2026 propõe revogar o § 6º do art. 3º-A. O projeto não cria percentuais nem uma fórmula substitutiva; pretende afastar a regra especial para baterias, permitindo que a matéria volte a ser disciplinada pelo regime geral da reserva de capacidade e pela regulamentação competente. Enquanto não for aprovado pelas duas Casas, sancionado e publicado, permanece aplicável o custeio exclusivo pelos geradores.

Há, portanto, duas frentes que não devem ser confundidas. A ANEEL precisa regulamentar a lei vigente para que o certame tenha uma fonte de custeio operacionalmente definida. Paralelamente, o Congresso discute se essa escolha legislativa deve ser mantida. A segurança jurídica exige que os participantes conheçam não apenas as obrigações do contratado, mas também a estabilidade econômica e regulatória do mecanismo que sustentará os pagamentos ao longo do contrato.

O que será comprado: energia ou segurança para o sistema?

O leilão não serve para o Governo comprar baterias. Também não é uma compra comum de energia, na qual se paga por cada unidade entregue.

O produto é disponibilidade de potência. Potência é a capacidade de fornecer energia em determinado instante; energia é o volume fornecido ao longo do tempo. Uma comparação ajuda: potência se aproxima da vazão de uma bomba; energia corresponde ao volume total transferido durante certo período.

Cada empreendimento deverá oferecer potência de, no mínimo, 30 MW — megawatts e ser capaz de mantê-la durante quatro horas consecutivas. A potência indica a capacidade de entrega do sistema em determinado instante, enquanto a energia corresponde ao volume total entregue ao longo do tempo. Assim, um sistema com a potência mínima exigida deverá entregar 30 MW durante quatro horas, totalizando 120 MWh — megawatts-hora de energia ao fim desse ciclo: 30 MW × 4 horas = 120 MWh. Os 120 MWh representam, portanto, a energia total entregue nas quatro horas, e não uma quantidade fornecida a cada hora. Projetos com potência superior deverão, mantida a duração exigida, disponibilizar quantidade de energia proporcionalmente maior.

Os 30 MW e os 120 MWh não representam o volume total que será adquirido nos leilões. São apenas o porte mínimo de cada empreendimento. Um sistema de armazenamento, nesse contexto, não é uma bateria individual: é um conjunto que pode reunir numerosos módulos, contêineres, inversores, transformadores e equipamentos de controle para entregar a potência e a energia prometidas. Poderão concorrer projetos maiores e poderão ser contratados diversos empreendimentos, de diferentes empresas.

O montante total da contratação ainda será definido pelo Ministério de Minas e Energia com base em estudos da EPE e do ONS e não foi divulgado nos documentos oficiais disponíveis. Sem conhecer esse número, não é possível estimar qual parcela dos cortes de geração poderá ser absorvida pelos projetos vencedores. É possível afirmar, contudo, a função estratégica do modelo: criar capacidade para transferir energia das horas de abundância para as de maior necessidade, reduzindo o descompasso que hoje obriga o sistema a limitar geração renovável em um período e buscar potência adicional poucas horas depois.

Os contratos terão quinze anos, com início de suprimento em 1º de agosto de 2028. A remuneração será uma receita fixa anual, paga em doze parcelas mensais. “Fixa”, contudo, não significa incondicional: o valor poderá ser reduzido conforme a disponibilidade e o desempenho apurados mensalmente.

Paga-se, portanto, para que o recurso permaneça pronto quando o sistema precisar. Se não estiver disponível nas condições prometidas, haverá abatimento, ressarcimento ou penalidade conforme o contrato definitivo.

O sistema será comandado pelo ONS

Os sistemas ficarão sujeitos ao despacho centralizado do ONS. Despachar, nesse contexto, significa emitir comandos de operação. O proprietário não decidirá sozinho quando carregar, quanto tempo conservar a carga ou quando devolver a energia à rede.

A Portaria admite até dois ciclos completos por dia, limitados a 366 ciclos completos por ano. Um ciclo completo corresponde à descarga de energia equivalente à potência contratada multiplicada por quatro horas, ainda que resultante da soma de ciclos parciais. A recarga integral deverá ocorrer em até seis horas. O ONS poderá solicitar operação por mais de quatro e até doze horas, reduzindo proporcionalmente a potência para compatibilizá-la com a energia disponível.

A norma atribui expressamente ao empreendedor o risco da incerteza do despacho: quantidade de partidas e paradas, duração, potência injetada e recarga. Isso exige precificar diferentes perfis de utilização, não apenas um cenário médio conveniente.

Aqui começa uma reflexão central: o Poder Público contrata a prontidão do ativo e controla parte relevante do modo como ele será utilizado; o empreendedor recebe o risco da variação desse uso. A sustentabilidade dependerá da qualidade com que regras operacionais, dados e responsabilidades forem transportados para os contratos privados.

Por que as baterias perdem capacidade — e por que isso é jurídico

Baterias não conservam para sempre a mesma capacidade. Elas se degradam com o tempo e com o uso. Temperatura, velocidade de carga, profundidade da descarga, estado de carga e ciclos influenciam o envelhecimento.

A Portaria exige eficiência total mínima de 85%, chamada *round-trip efficiency*. Ela compara a energia que entra na recarga com a que retorna na descarga. Se 100 MWh entram e 85 MWh retornam, a eficiência é de 85%. Parte da energia se perde em conversões, aquecimento e processos internos.

O empreendedor deverá manter potência e eficiência por quinze anos. Poderá precisar acrescentar ou substituir módulos, renovar inversores e atualizar controles. Esse reforço progressivo é conhecido como *augmentation*.

O erro seria tratar a degradação como surpresa futura. Ela é previsível e deve estar no preço e nos contratos desde o início.

Quem responderá se o desempenho cair antes do previsto? Pode haver defeito de fabricação, integração inadequada, falha de manutenção, temperatura fora dos parâmetros, indisponibilidade da rede ou perfil severo de despacho. Todos podem gerar queda semelhante no indicador final, mas responsabilidades diferentes.

Uma matriz contratual adequada deve prever indicadores, acesso aos dados, testes independentes, identificação de causas, prazos de correção, reposição, cobertura da perda de receita e garantias. Sem isso, o projeto pode ser penalizado no contrato público e não conseguir demonstrar qual fornecedor descumpriu sua obrigação.

Receita por disponibilidade e liquidação da energia

Em alguns mercados, sistemas de baterias obtêm receitas comprando energia em períodos de menor preço e revendendo-a quando os preços se elevam — operação frequentemente chamada de arbitragem de preços. O desenho brasileiro em consulta adota outra lógica econômica: o núcleo da remuneração está na disponibilidade de potência contratada para atender às necessidades do sistema.

A energia utilizada na recarga e a energia posteriormente injetada serão contabilizadas no MCP — Mercado de Curto Prazo, pelo PLD — Preço de Liquidação das Diferenças. Em termos simples, o PLD é o valor empregado pela CCEE para liquidar diferenças entre posições contratadas e energia medida em cada período e região.

Os resultados positivos e negativos serão destinados à CONCAP — Conta de Potência para Reserva de Capacidade, conforme a Portaria. O custeio da recarga é limitado pela relação entre a energia injetada e a eficiência mínima; o excedente e certas perdas ficam com o empreendedor.

Isso muda o centro do plano de negócios. A viabilidade do empreendimento não pode ser construída sobre a expectativa de exploração livre das oscilações de preço. A receita principal decorre da disponibilidade; o valor entregue ao sistema está na prontidão e na confiabilidade do ativo.

Conexão: não basta instalar; é preciso conseguir carregar e descarregar

Um sistema de baterias somente é útil se puder trocar energia com a rede. A conexão define por onde e em quais condições isso ocorrerá.

O projeto pode acessar transmissão ou distribuição e, em certas situações, compartilhar instalações. Precisa contratar capacidade de uso suficiente tanto para descarga quanto para recarga.

Na transmissão, aparecem o CUST — Contrato de Uso do Sistema de Transmissão e o CCT — Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão. Na distribuição, podem aparecer o CUSD — Contrato de Uso do Sistema de Distribuição e o CCD — Contrato de Conexão ao Sistema de Distribuição. O leitor não precisa memorizar as siglas; precisa compreender que possuir o equipamento é diferente de possuir acesso suficiente à rede.

A EPE e o ONS publicaram requisitos mínimos de supervisão, proteção, telecomunicações e controle de tensão e frequência. Entre eles está a funcionalidade *grid-forming*, pela qual os conversores ajudam a formar referências elétricas e a sustentar a estabilidade da rede, em vez de apenas seguir uma referência existente.

Conexão não é providência posterior. O local afeta custos, cronograma, perdas e capacidade de escoamento. A própria Portaria prevê que restrições para carregar a bateria podem reduzir ou até anular a capacidade remanescente inicialmente calculada para o ponto. Quando instalações são compartilhadas, falha externa aos módulos pode impedir o desempenho; os contratos precisam definir responsabilidade e prova.

Dispensa de licença na habilitação não é dispensa ambiental

A Portaria dispensa a apresentação de licença prévia, de instalação ou de operação na fase de habilitação técnica. Não dispensa o licenciamento do projeto vencedor. O edital definitivo deverá fixar prazo para obtenção.

A diferença entre “não apresentar agora” e “não precisar obter” altera a avaliação do cronograma e do risco.

O projeto também deve planejar segurança contra incêndios, resposta a emergências, transporte e substituição de módulos, logística reversa, resíduos, descomissionamento e responsabilidades no fim da vida útil. O art. 9º da Portaria determina que a receita fixa incorpore custos de descomissionamento, obrigações socioambientais e descarte.

Como vence o leilão — e como um preço baixo pode esconder fragilidade

Os proponentes competirão pela receita anual necessária para disponibilizar a potência. Em termos econômicos, será favorecido quem aceitar prestar o serviço pela menor receita, respeitadas a demanda e a sistemática. Os detalhes finais dependerão dos editais publicados.

Não se trata, em princípio, de um lote único destinado a uma só empresa. Cada empreendimento habilitado oferecerá sua disponibilidade de potência e o preço correspondente, expresso em reais por megawatt por ano. As ofertas serão ordenadas, observados o preço competitivo ajustado pela eventual bonificação locacional e os limites de conexão da rede, até que se complete a quantidade demandada. A sistemática, portanto, admite vários empreendimentos e vários vencedores. Cada vencedor celebrará com a CCEE o respectivo Contrato de Potência de Reserva de Capacidade.

O número de vencedores ainda não pode ser antecipado. A Portaria determina que o montante total de reserva a contratar seja definido pelo Ministério de Minas e Energia com base em estudos da EPE e do ONS, e essa quantidade ainda não foi divulgada nos documentos oficiais disponíveis. Também dependerá do porte dos projetos habilitados e das ofertas vencedoras: quanto maiores os empreendimentos selecionados, menor poderá ser o número necessário para atingir a demanda definida.

Os dois certames se articulam. O leilão de conteúdo nacional ocorrerá primeiro e terá prioridade no atendimento da demanda, observada a capacidade produtiva nacional. O que for contratado nele será considerado na definição do montante remanescente e da capacidade de escoamento disponível para o segundo leilão, aberto aos demais projetos. Não são, portanto, dois lotes territoriais independentes, mas dois produtos sucessivos, diferenciados principalmente pelo requisito de nacionalização.

O cadastramento de 6.091 projetos, somando 296.807 MW, demonstra enorme interesse. Não significa que todos serão habilitados, conectados ou financiados.

A concorrência pode estimular propostas agressivas. O problema não é preço baixo; eficiência deve ser premiada. O problema é formar preço omitindo custos previsíveis: degradação, reposição, perdas, garantias, rede, seguros, licenciamento e descarte. Um lance assim pode vencer a disputa e perder o contrato ao longo do tempo.

Essa é a diferença entre preço competitivo e preço incompleto. O primeiro decorre de tecnologia e gestão eficientes. O segundo transfere para o futuro uma conta que já existia no momento do lance.

O menor preço é um objetivo legítimo e necessário. Recursos mais baratos reduzem o custo da segurança do sistema. Mas o resultado economicamente mais vantajoso não é o menor número isolado: é a menor receita capaz de sustentar, com elevada probabilidade, o cumprimento integral das obrigações durante quinze anos. Garantias, habilitação, critérios de desempenho e análise de exequibilidade devem impedir que a competição premie quem omitiu custos indispensáveis ou assumiu compromissos tecnicamente incompatíveis com o ativo oferecido.

A verdadeira unidade de análise é a cadeia de contratos

O CRCAP ocupará o centro do projeto, mas ao redor estarão fornecimento, integração, construção, operação, manutenção, conexão, seguros, financiamento e acordos societários.

O contrato público durará quinze anos, enquanto a garantia do fabricante pode durar menos. O ONS pode considerar o sistema indisponível, enquanto o integrador sustenta que o equipamento passou em seu teste. A substituição de módulos pode estar coberta, mas não transporte, mobilização ou receita perdida. Um evento na rede pode impedir a entrega sem estar claramente tratado como excludente.

É aqui que a atuação jurídica deixa de ser revisão formal. “Disponibilidade”, “falha”, “força maior”, “teste” e “aceitação” não podem significar coisas incompatíveis em documentos diferentes. Obrigações regulatórias precisam encontrar correspondência em deveres privados, mecanismos de prova e garantias executáveis.

Também é necessário planejar os conflitos. Discussões sobre degradação ou causa de falha exigem prova técnica rápida. Algumas podem ser submetidas a especialista independente; outras, a negociação, mediação, comitê de prevenção de disputas ou arbitragem jurídica, conforme o objeto e os contratos. O método deve responder ao tipo e ao tempo econômico do problema, não ser inserido como cláusula padronizada ao final.

As dúvidas que ainda inquietam o mercado

As preocupações apresentadas por agentes e entidades do setor não se limitam ao custeio. Desde a discussão das diretrizes gerais, foram formuladas dúvidas sobre cálculo da margem de conexão, ciclos de despacho, possibilidade de exploração comercial das oscilações de preço, remuneração de serviços adicionais e contabilização da energia utilizada na recarga e devolvida à rede.

Na fase atual, outras questões ganham relevo: proporcionalidade das garantias financeiras, comprovação e manutenção do conteúdo nacional, efeitos das restrições de rede, critérios de disponibilidade, redução da receita e consequências do desempenho inferior ao contratado. Nem todos esses temas permanecem inteiramente abertos; parte recebeu tratamento na Portaria e nas minutas. O desafio é verificar se o conjunto oferece respostas suficientemente claras e compatíveis entre si.

Também é preciso distinguir risco empresarial de ambiguidade regulatória. Degradação previsível, manutenção, escolha do fornecedor e dimensionamento do sistema pertencem, em regra, ao empreendedor. Já a incerteza sobre qual evento será considerado indisponibilidade, como se demonstrará a causa de uma falha ou qual será o efeito de uma restrição externa não pode ser resolvida apenas transferindo genericamente “todos os riscos” ao contratado. Risco bem alocado é aquele que pode ser compreendido, precificado, controlado ou segurado. O risco que nenhuma parte consegue medir converte-se em prêmio de preço ou em disputa futura.

Oito testes para os editais definitivos

A consulta pública é a oportunidade para verificar se o desenho supera oito testes de segurança jurídica e eficiência econômica.

1. Necessidade e transparência da contratação

O montante global ainda será definido pelo MME com base em estudos da EPE e do ONS. A preservação da estratégia competitiva pode justificar que determinados parâmetros não sejam antecipados integralmente. Ainda assim, deve haver transparência suficiente sobre a metodologia, a necessidade sistêmica que será atendida e a relação entre os Produtos A e B. Os agentes precisam compreender como a contratação nacional reduzirá a demanda do leilão geral e como os limites de conexão afetarão o resultado.

2. Comparabilidade das propostas

Empresas diferentes somente competem pelo mesmo produto se interpretarem da mesma forma potência disponível, duração, estado de carga, eficiência, degradação, ciclos equivalentes, tempo de recarga e serviços prestados à rede. Se uma proponente inclui custos que outra supõe não serem exigidos, o menor lance pode refletir diferença de interpretação, e não maior eficiência.

3. Controle sobre o risco assumido

O empreendedor recebe o risco da incerteza do despacho, enquanto o ONS controla quando e como o ativo será utilizado. O contrato deve esclarecer a contabilização de ciclos parciais, operações prolongadas, sucessivos comandos e estados de carga. A alocação é sustentável quando o contratado consegue conhecer o evento, registrar seus efeitos e administrar tecnicamente a obrigação.

4. Causalidade antes da penalidade

Uma indisponibilidade pode resultar da bateria, do inversor, da integração, da manutenção, da conexão, de instalação compartilhada, de restrição da rede ou de comando operacional. Indicadores são indispensáveis, mas não substituem a apuração da causa. Reduções de receita e penalidades devem ser acompanhadas de dados acessíveis, critérios de atribuição, contraditório técnico, prazos de correção e, quando necessário, verificação independente.

5. Coerência ao longo dos quinze anos

O contrato público será mais longo que muitas garantias de fabricantes e prestadores. A capacidade deverá ser mantida apesar da degradação, da substituição de componentes e da evolução tecnológica. O projeto precisa demonstrar estratégia de *augmentation*, disponibilidade de peças, atualização de controles, garantias executáveis e continuidade do suporte. Não basta que o sistema funcione na data de entrada em operação.

6. Conexão para descarregar e para recarregar

A bateria depende da rede nas duas direções. O edital deve tratar da capacidade de injeção e de absorção, dos congestionamentos, das instalações compartilhadas, de atrasos de obras e das restrições externas. Se o ativo estiver tecnicamente disponível, mas não puder recarregar por limitação da rede, o contrato precisa definir o efeito sobre disponibilidade, receita e obrigação de entrega.

7. Financiabilidade e proporcionalidade

Garantias excessivas, penalidades imprevisíveis, riscos não seguráveis ou extinção por desconformidades sanáveis reduzem a concorrência e encarecem o capital. O modelo deve combinar rigor com proporcionalidade: garantias compatíveis, prazos de cura, distinção entre infrações sanáveis e essenciais, possibilidade de intervenção dos financiadores e regras administráveis para substituição tecnológica e reorganização societária.

8. Legitimidade e estabilidade do custeio

Contratos de quinze anos precisam de fonte de pagamento juridicamente estável. A regulamentação deve definir quem suportará o encargo, a base de cálculo e os procedimentos de cobrança. Ao mesmo tempo, a controvérsia legislativa sobre a concentração dos custos nos geradores não pode ser ignorada. Quanto mais indefinida a sustentação econômica do modelo, maior o risco percebido por toda a cadeia.

Esses testes não pretendem eliminar todo risco do empreendedor nem converter o Poder Público em garantidor do sucesso do investimento. Procuram fazer com que cada obrigação seja mensurável, cada risco tenha tratamento identificável e cada consequência seja proporcional ao evento que a produz.

Regra obscura não distribui risco: apenas adia a disputa sobre quem deveria suportá-lo.

Conclusão: segurança jurídica também reduz o custo do sistema

Os primeiros leilões de armazenamento representam avanço para um sistema que precisa combinar expansão renovável, flexibilidade e segurança. A novidade tecnológica não reduz a importância da engenharia jurídica; amplia-a.

O equipamento será instalado em alguns anos, mas a promessa durará quinze. Nesse período, a bateria envelhecerá, a tecnologia evoluirá, fornecedores poderão mudar, comandos operacionais variarão e a rede enfrentará condições que hoje não podem ser previstas integralmente. Muitos desses eventos são riscos próprios do negócio. O que o edital precisa evitar é que riscos previsíveis sejam descritos de maneira insuficiente ou que eventos fora do controle do contratado produzam automaticamente consequências cuja causa não possa ser demonstrada.

Segurança jurídica, aqui, não significa afastar obrigações, garantir rentabilidade ou imunizar o investidor contra escolhas empresariais inadequadas. Significa permitir que os interessados saibam qual produto devem entregar, como seu desempenho será medido, quais riscos assumirão, em que circunstâncias perderão receita e como poderão demonstrar a origem de uma falha. Significa também oferecer estabilidade quanto ao conteúdo nacional, à conexão, ao custeio e à continuidade do contrato.

Esse cuidado produz efeitos que ultrapassam a prevenção de litígios. Regras claras e riscos mensuráveis permitem que mais empresas qualificadas avaliem o investimento, obtenham financiamento e participem da disputa. Uma concorrência mais ampla e consciente tende a produzir propostas economicamente mais atraentes. O país pode contratar potência a menor custo não porque os riscos tenham sido escondidos, mas porque foram compreendidos e distribuídos de forma capaz de reduzir incertezas, contingências e prêmios financeiros.

O menor preço continua sendo objetivo legítimo, desde que seja exequível. A proposta mais vantajosa será aquela que combinar eficiência econômica com plenas condições técnicas, financeiras e contratuais de cumprir o que promete durante toda a vigência. Um lance artificialmente baixo pode economizar no dia do leilão e multiplicar custos em atrasos, indisponibilidades, substituições e conflitos. Competição saudável não seleciona apenas quem cobra menos; seleciona, entre propostas confiáveis, quem consegue entregar o serviço pelo melhor custo.

Por isso, as consultas públicas não devem ser tratadas como etapa burocrática anterior ao certame. Elas são o momento de resolver pontos de fricção já identificados pelo mercado e de enfrentar lacunas reveladas pela leitura integrada das minutas. Cada ambiguidade eliminada agora reduz a possibilidade de que uma questão técnica se converta depois em controvérsia regulatória, contratual ou judicial.

A bateria é o ativo visível. O produto contratado é a confiabilidade. A segurança jurídica é a infraestrutura invisível que permitirá manter ambos conectados durante quinze anos — atraindo investimento qualificado, ampliando a competição e tornando a contratação mais eficiente para o país e para a sociedade.