- “O armazenamento de energia deixa de ser promessa”
Editorial
O armazenamento de energia deixou de ser um tema do futuro para ocupar uma posição central nas discussões sobre a evolução do setor elétrico brasileiro. À medida que a matriz elétrica incorpora volumes crescentes de geração renovável, surgem novos desafios relacionados à flexibilidade operacional, à confiabilidade do sistema e ao aproveitamento mais eficiente dos recursos energéticos. Nesse contexto, compreender o papel das tecnologias de armazenamento e, principalmente, os avanços regulatórios que viabilizam sua inserção no mercado tornou-se indispensável para todos os profissionais do setor. O capítulo V do Fascículo dedicado ao tema de armazenamento, assinado pelos especialistas no tema Raphael Gomes e Isadora Filipo, faz uma análise impecável sobre este momento histórico para o setor. No texto, com o título: O cenário regulatório e de mercado para o armazenamento no Brasil: flexibilidade, custeio e segurança jurídica, os autores demonstram como as recentes Resoluções Normativas da ANEEL e a Portaria do Ministério de Minas e Energia sobre o tema representam muito mais do que uma atualização normativa. Elas sinalizam uma mudança estrutural na forma como o armazenamento passa a ser compreendido, deixando de ser tratado apenas como uma tecnologia complementar para assumir o papel de infraestrutura estratégica para a operação do Sistema Interligado Nacional.
O artigo também apresenta uma reflexão importante sobre a própria evolução do setor elétrico. Em um sistema cada vez mais dependente da complementaridade entre diferentes fontes renováveis, a energia deixa de ser avaliada apenas pelo volume produzido e passa a ser valorizada por atributos como potência disponível, rapidez de resposta, flexibilidade, confiabilidade e capacidade de deslocar energia para os momentos de maior necessidade. Essa mudança de paradigma exige novos mecanismos de remuneração e novos modelos de negócios, tema amplamente discutido pelos autores. Outro destaque do fascículo é a análise dos desafios que ainda precisam ser superados para transformar a evolução regulatória em um mercado sólido e competitivo. Questões como o empilhamento de receitas, o tratamento tarifário do uso da rede, a estruturação do primeiro leilão brasileiro de baterias, os critérios de custeio, a segurança jurídica dos contratos e a correta valoração dos serviços prestados pelos sistemas de armazenamento são abordadas de forma clara, permitindo ao leitor compreender tanto as oportunidades quanto as incertezas que ainda acompanham essa agenda. Os autores também chamam atenção para um aspecto fundamental: o sucesso do armazenamento dependerá não apenas da evolução tecnológica, mas da capacidade de construir regras estáveis, previsíveis e economicamente equilibradas. O desenvolvimento desse mercado deverá caminhar ao lado da expansão da transmissão, da redução dos cortes de geração renovável, da criação de sinais locacionais eficientes e do contínuo aperfeiçoamento dos procedimentos operacionais e comerciais do setor. Ao trazer esse e outros importantes debates, a Revista OSE, que já conta com mais de 20 anos de prestação de serviços ao setor elétrico brasileiro, reafirma seu compromisso de acompanhar os temas que moldam o presente e o futuro da indústria elétrica nacional. Mais do que apresentar as novidades regulatórias, buscamos oferecer aos nossos leitores uma visão técnica, crítica e aprofundada dos assuntos que influenciarão as decisões de fabricantes, concessionárias, projetistas, integradores, investidores e formuladores de políticas públicas.
Edmilson Freitas edmilson@atitudeeditorial.com.br
- CIDE bate recorde de público e reforça papel da inovação na transformação da distribuição de energia
Por Matheus de Paula
A palavra “inovação” dominou os debates da terceira edição do Congresso de Inovação na Distribuição de Energia Elétrica (CIDE), realizado entre os dias 10 e 11 de junho, em São Paulo. Contando com mais de 1.500 participantes, entre executivos, especialistas, representantes de distribuidoras, fabricantes, startups, órgãos reguladores e instituições do setor elétrico, o evento se debruçou sobre temas preciosos ao segmento de distribuição, como a modernização das redes elétricas, adequação às novas normas regulatórias, resiliência do sistema, armazenamento e o impacto do inteligência artificial na operação das concessionárias.
Ao fazer a abertura do evento, a presidente da Abradee, Patrícia Audi, juntamente com o CEO do Grupo O Setor Elétrico, Adolfo Vaiser, destacaram o papel do CIDE no desenvolvimento e estímulo ao segmento de distribuição, ao promover debates qualificados sobre os rumos e dores do setor, além possibilitar aos visitantes interação com as principais tecnologias e soluções voltados a este mercado.
"O CIDE nasceu de uma provocação da Abradee para criarmos algo diferente para o mercado. Hoje, vemos esse projeto consolidado, reunindo empresas, especialistas e profissionais comprometidos com a evolução da distribuição de energia. Todo esse trabalho é resultado de meses de planejamento e da dedicação de uma grande equipe para entregar conteúdo de qualidade, networking e oportunidades de negócios", destacou Vaiser.
Em sua fala, Patrícia Audi afirmou que o segmento de distribuição deverá investir, até 2030, cerca de R$ 260 bilhões, destinados, principalmente, à modernização, digitalização e aumento da resiliência das redes. "A inovação precisa estar no centro da estratégia das distribuidoras e ser percebida pelos consumidores como um diferencial que gera mais qualidade, confiabilidade e eficiência no fornecimento de energia", destacou.
MODERNIZAÇÃO DE ATIVOS
Atuando nos estados de São Paulo, Rio Grande do Sul, Minas Gerais e Paraná, a CPFL Energia, de acordo com o CEO da companhia, Gustavo Estrella, deverá investir cerca de R$ 25 bilhões, até 2030, na modernização da infraestrutura física das redes e na digitalização das operações.
“A gente vem promovendo uma mudança completa da configuração da rede. Na RGE (concessionária responsável pela distribuição de energia elétrica em grande parte do estado do Rio Grande do Sul), por exemplo, tínhamos 40% da rede com postes de madeira em 2019; hoje esse percentual está em 8% e a expectativa é zerar nos próximos três anos. Mas esse investimento de base é combinado com inovação, automação e digitalização, que são fundamentais para a gestão da rede”, destacou Estrella.
Empossado na presidência da Celesc há cerca de três meses, Edson Moritz apresentou os números da companhia durante o painel e destacou o ciclo de investimentos da distribuidora, entre 2023 e 2026. Segundo o executivo, a empresa deverá investir R$ 5,7 bilhões no período, valor cerca de 62% superior ao registrado no ciclo anterior.
Os recursos estão sendo direcionados principalmente para a ampliação e modernização das redes de distribuição e subestações, com foco em acompanhar o crescimento da demanda por energia em Santa Catarina. “O foco dos investimentos está na expansão das redes e subestações, mas também em programas voltados às áreas rurais. O agronegócio catarinense cresce em ritmo acelerado e exige uma infraestrutura elétrica cada vez mais robusta e confiável", destacou.
PALESTRAS E PAINÉIS DE DEBATE
A palestra de abertura do CIDE 2026 foi conduzida pelo advogado e especialista em tecnologia e IA, Ronaldo Lemos, que traçou um panorama de evolução da inteligência artificial iniciado pela OpenAI, com o ChatGPT em 2023, e da IA agêntica, uma inteligência artificial capaz de receber objetivos, organizar-se de forma autônoma e executar tarefas até o fim sem intervenção contínua do usuário.
Ao adentrar os desafios específicos da distribuição de energia, Lemos elencou seis fronteiras de aplicação da IA no segmento: prevenção de incêndios em resposta às tempestades, manutenção por câmeras em drones, combate a furtos e perdas comerciais, modelos de linguagem para gestão de rede, atendimento por assistentes virtuais e gêmeos digitais. Os exemplos vieram de diferentes partes do mundo. Nos Estados Unidos, a Pacific Gas and Electric Company (PG&E), maior distribuidora de energia elétrica da Califórnia, opera mais de 630 câmeras de alta definição e milhares de sensores de IoT integrados a sistemas de IA.
"Foram 17 incêndios interceptados e 12 milhões de minutos de interrupção evitados", destacou. Na China, a State Grid desenvolveu o modelo de linguagem Guangming — cujo nome significa "luz" em mandarim. "Uma transferência de carga que levava 30 minutos passou a ser feita em um minuto. Um planejamento de grande porte que exigia dez horas é concluído em dez minutos", listou Lemos. Nas Filipinas, a distribuidora Meralco usa visão computacional via satélite para mapear painéis solares nos telhados. "Eles conseguem 88% de acurácia para redimensionar a rede e absorver a expansão desordenada do solar, em vez de fazer curtailment, como o Brasil faz", observou.
Para contextualizar o posicionamento do país nesse cenário, Lemos recorreu ao Smart Grid Index, ranking global que avalia 92 distribuidoras em 36 países. A América Latina ocupa posições modestas, com poucas representantes, entre elas a Light, do Rio de Janeiro. A liderança pertence à francesa Enedis. "Em 2020 ela era a 16ª colocada. Em três anos pulou para o primeiro lugar. Isso significa que uma ação bem feita permite adotar inovação em um horizonte curto de tempo", afirmou.
DESAFIO DE GERAÇÃO E CARGA
Outro tema de destaque no evento diz respeito aos desafios para o equilíbrio entre geração e carga, em um sistema elétrico cada vez mais impactado pela expansão da geração distribuída. Tatiane Pestana, gerente executiva de Relacionamento com Agentes e Assuntos Regulatórios na ONS, relembrou a operação realizada durante o feriado de Corpus Christi, quando o ONS acionou um plano emergencial desenvolvido em conjunto com a ANEEL e 12 distribuidoras para lidar com o excedente de geração.
“Diante da previsão de carga muito baixa e da elevada geração fotovoltaica, mobilizamos o plano emergencial construído junto às distribuidoras e ao regulador. A resposta foi positiva, mas esse desafio não é pontual. Precisamos avançar em soluções estruturais para lidar com a crescente inserção da geração distribuída no sistema”, pontuou.
TRABALHOS TÉCNICOS E STARTUPS
Além da plenária principal, o CIDE 2026 contou com uma intensa programação voltada à disseminação de conhecimento técnico e à apresentação de soluções inovadoras para o setor de distribuição de energia. Ao longo dos dois dias de congresso, 149 profissionais participaram das atividades do evento, incluindo 55 trabalhos técnicos, 20 startups e 15 apresentações de melhores práticas de segurança.
No período da tarde, três arenas simultâneas ampliaram as oportunidades de troca de experiências entre os participantes. A Arena Inovação reuniu startups com soluções voltadas à transformação digital e à modernização das distribuidoras, enquanto a Arena Melhores Práticas de Segurança promoveu o compartilhamento de casos reais e iniciativas voltadas à proteção de profissionais e ativos do setor. Já o espaço dedicado aos papers e trabalhos estratégicos de inovação apresentou estudos, pesquisas e projetos desenvolvidos por especialistas e empresas, abordando desafios e tendências que vêm moldando o futuro da distribuição de energia elétrica.
FEIRA DE NEGÓCIOS
A feira de negócios do CIDE 2026 superou os números das edições anteriores e reuniu 57 patrocinadores em uma área de exposição de 6.000 m2 . Durante os dois dias de evento, distribuidoras, fabricantes, fornecedores de tecnologia, startups e instituições de pesquisa apresentaram soluções voltadas à modernização da distribuição de energia elétrica, consolidando a feira como um dos principais ambientes de networking, demonstração tecnológica e geração de negócios do setor.
Presente na área de exposição, a Cemig destacou a importância da inovação diante das mudanças que vêm transformando a distribuição de energia. Para Wagner Veloso, gerente de Engenharia, Automação e Sistemas da companhia, o avanço das fontes renováveis e a necessidade de modernização das redes exigem uma busca constante por novas soluções. “A rede de distribuição que temos hoje é completamente diferente da que tínhamos há dez anos por conta das renováveis que entraram no sistema. A inovação precisa ser tratada diariamente e a parceria entre as distribuidoras no CIDE é extremamente plausível", ressaltou.
A CPFL Energia aproveitou a feira para apresentar soluções desenvolvidas em projetos de pesquisa e desenvolvimento voltados ao aumento da confiabilidade das redes e ferramentas digitais baseadas em dados e inteligência artificial para tornar a operação mais eficiente. Segundo o CEO da companhia, Gustavo Estrella, o evento vem demonstrando evolução a cada edição e se consolidando como um importante ambiente de colaboração para o setor elétrico. “Acho que colaboração é uma palavra bastante importante. A gente só avança com todas essas partes colaborando, dividindo soluções”, destacou.
EXPOSITORES
Participando pela primeira vez como patrocinador da feira de negócios, o Lactec avaliou de forma positiva os resultados obtidos durante o evento. Segundo André Capra, gerente sênior da instituição, a presença com estande ampliou as oportunidades de relacionamento com parceiros e potenciais clientes, gerando inclusive novas oportunidades comerciais. “A gente já tem algumas oportunidades que estão se convertendo em negócio. Desde receber as pessoas, apresentar o Lactec e gerar negócios, que é o que a gente espera, o resultado está sendo muito positivo”, disse.
Estreante também no CIDE, a Nansen apresentou soluções voltadas à medição inteligente e mobilidade elétrica. Segundo João Tabelini, gerente de Eletromobilidade da companhia, a empresa já possui mais de um milhão de pontos de medição inteligente instalados no Brasil, tecnologia que contribui para a eficiência operacional das distribuidoras. Ao avaliar sua primeira participação no congresso, o executivo destacou a oportunidade de acompanhar as principais tendências do setor, “a gente vê também muita empresa de tecnologia trazendo coisas novas. É sempre bom esse tipo de evento, porque a gente vai se atualizando sobre as informações de mercado”, afirmou.
Já a Climatempo apresentou soluções voltadas ao monitoramento meteorológico e à gestão de riscos climáticos para o setor elétrico. Segundo Victor Hassan, head de Negócios da companhia, o evento é uma oportunidade para aproximar tecnologias que contribuem para aumentar a resiliência das redes diante dos impactos das mudanças climáticas. “É um grande prazer estar aqui. Trouxemos soluções e inovações climáticas para o setor de energia, com estações meteorológicas, sensores e plataformas voltadas ao monitoramento do tempo e ao manejo da vegetação. O CIDE é uma iniciativa maravilhosa, que está crescendo cada vez mais”, destacou.
A Tivit apresentou soluções voltadas à digitalização e modernização das distribuidoras de energia. Para João Rabaço, head de vendas da companhia, o evento tem se destacado pela qualidade dos debates sobre o futuro do setor e pela troca de experiências entre os participantes. “O CIDE está trazendo grandes insights sobre o futuro da indústria no país e sobre como as empresas estão se adaptando do ponto de vista de tecnologia e inovação”, afirmou.
- CIBERSEGURANÇA NA CONVERGÊNCIA TI/TO: ESTRATÉGIAS PARA PROTEÇÃO DE OPERAÇÕES CRÍTICAS NO SETOR ELÉTRICO
Por Rafael Ogando
O setor elétrico global está atravessando uma das mais profundas transformações tecnológicas de toda a sua história. A digitalização tornou-se uma realidade inevitável, impulsionada de maneira acelerada pela incorporação de sensores inteligentes, dispositivos de Internet das Coisas (IoT), plataformas baseadas em nuvem, sistemas SCADA avançados e pelo uso de inteligência artificial. Toda essa esteira de inovação tem entregado ao setor elétrico ganhos expressivos no que diz respeito à eficiência operacional, à capacidade de realizar manutenções preditivas e à confiabilidade geral no fornecimento de energia elétrica.
No entanto, essa mesma evolução tecnológica trouxe à tona um desafio de proporções equivalentes: a crescente, e muitas vezes inadiável, integração entre os ambientes de Tecnologia da Informação (TI) e Tecnologia Operacional (TO). Anteriormente, esses dois mundos operavam de forma isolada, mas agora passaram a compartilhar bases de dados, aplicações e conexões de rede e essa convergência, embora seja necessária na modernização industrial, ampliou significativamente os pontos de entrada e a superfície de ataque das infraestruturas críticas, exigindo uma reavaliação completa de como o setor lida com ameaças digitais.
Para compreender a complexidade do desafio da segurança digital, é preciso entender que, historicamente, os universos de TI e TO evoluíram de maneira independente, desenvolvendo culturas e objetivos distintos.
A Tecnologia da Informação sempre esteve concentrada na proteção dos dados, das aplicações e dos serviços corporativos. Seu foco de atuação é orientado por garantir a confidencialidade, a integridade e a disponibilidade das informações corporativas e administrativas.
Por outro lado, a Tecnologia Operacional (TO) possui uma natureza muito mais física e imediata, ela tem a função de controlar processos físicos operando sistemas complexos como SCADA, Controladores Lógicos Programáveis (CLPs), Dispositivos Eletrônicos Inteligentes (IEDs), além de diversos sensores e equipamentos de campo que, efetivamente, garantem o funcionamento ininterrupto do sistema elétrico. Nesse ambiente crítico, a prioridade máxima e inegociável é garantir a disponibilidade e a segurança da operação, uma vez que qualquer interrupção pode afetar de imediato o fornecimento de energia para toda a população.
Essa profunda diferença estrutural faz com que diversas práticas de segurança cibernética que são consideradas comuns nos ambientes corporativos, nem sempre sejam viáveis na indústria. No ambiente de TO, a continuidade do processo é absolutamente essencial, o que exige uma abordagem engenhosa que consiga conciliar as necessidades administrativas do negócio com as severas restrições operacionais desses sistemas críticos.
Essa profunda diferença estrutural faz com que diversas práticas de segurança cibernética que são consideradas comuns nos ambientes corporativos, nem sempre sejam viáveis na indústria. No ambiente de TO, a continuidade do processo é absolutamente essencial, o que exige uma abordagem engenhosa que consiga conciliar as necessidades administrativas do negócio com as severas restrições operacionais desses sistemas críticos.
A diferença no impacto de uma violação entre esses dois ambientes é notável. Enquanto um incidente cibernético bem sucedido no ambiente corporativo (TI) resulta, geralmente, na indisponibilidade de serviços administrativos ou vazamento de dados, um ataque que atinja a rede operacional (TO) pode comprometer os equipamentos físicos, interromper drasticamente o fornecimento de energia elétrica e gerar impactos econômicos e sociais profundos. Nesse contexto de alto risco, a cibersegurança deixa de ser encarada apenas como uma área da tecnologia e passa a integrar a estratégia principal de continuidade operacional das organizações.
Um exemplo de ataque cibernético no setor ocorreu na Ucrânia, no ano de 2015, onde invasores conseguiram comprometer os sistemas de distribuição de energia do país, resultando em um apagão que deixou centenas de milhares de consumidores no escuro durante horas. Este tipo de incidente nos deixa como aprendizado que invasores contemporâneos têm a capacidade de explorar vulnerabilidades nas redes de tecnologia para interferir diretamente no funcionamento e na operação de infraestruturas que são vitais para a manutenção da sociedade. Mesmo que o contexto geopolítico daquele evento em particular fosse muito específico, a realidade que ele evidenciou é atual, à medida que as redes elétricas se tornam mais conectadas e interdependentes, cresce a urgência de proteger não apenas os bancos de dados da empresa, mas sim toda a cadeia operacional responsável por levar eletricidade até o consumidor final.
Toda essa discussão ganha contornos de extrema relevância também no Brasil. O país passa por um rápido e acelerado avanço na digitalização de suas redes elétricas, fenômeno este que é impulsionado de perto pela adoção em massa das chamadas Smart Grids (redes elétricas inteligentes), pelo crescimento exponencial da geração distribuída de energia e pelos massivos investimentos em automação de subestações, sendo assim a proteção robusta de ambientes operacionais tão críticos exige a implementação de uma estratégia estruturada em múltiplas camadas de segurança, visto que já é consenso que não existe uma única tecnologia que seja capaz de eliminar, de forma milagrosa e isolada, todos os riscos existentes.
Como primeiro passo é preciso conhecer os ativos existentes, ter controle e inventários completos de equipamentos, sistemas e conexões que permitam identificar vulnerabilidades e definir prioridades de proteção.
A segmentação das redes representa outra medida essencial. Separar ambientes corporativos dos sistemas operacionais, utilizando zonas de segurança e redes desmilitarizadas industriais (Industrial DMZ), reduz significativamente a possibilidade de movimentação lateral de um invasor.
Também ganha destaque a adoção do modelo Zero Trust, baseado no princípio de que nenhum usuário, dispositivo ou aplicação deve ser considerado confiável por padrão, cada acesso deve ser autenticado, autorizado e monitorado continuamente, especialmente em cenários com acesso remoto de equipes internas e fornecedores.
O monitoramento contínuo dos ambientes de TO complementa essa estratégia, implementando soluções capazes de identificar comportamentos anômalos em protocolos industriais que permitam detectar ameaças antes que provoquem impactos operacionais relevantes.
Outro aspecto importante é a gestão de vulnerabilidades. Diferentemente dos ambientes tradicionais de TI, nem sempre é possível aplicar atualizações imediatamente em equipamentos industriais. Dessa forma, torna-se necessário combinar planejamento de manutenção, controles compensatórios e avaliação contínua dos riscos.
Por fim, ter um bom plano de resposta a incidentes e estratégias de recuperação operacional são fundamentais para minimizar impactos caso um ataque ocorra.
O sucesso prático na proteção contra as ameaças cibernéticas modernas depende do fortalecimento na integração institucional entre as áreas de TI e TO. Criar e cultivar uma governança capaz de entender e equilibrar a busca por inovação tecnológica, o aumento contínuo da eficiência na operação e, ao mesmo tempo, a garantia da segurança cibernética é o que difere organizações seguras das vulneráveis.
A convergência entre a Tecnologia da Informação e a Tecnologia Operacional não é uma tendência passageira; ela representa um caminho sem volta para o setor elétrico em escala global. O avanço da digitalização tem como destino continuar impulsionando operações que são a cada dia mais inteligentes, eficientes e integradas, isso significa que investir em cibersegurança e tratar a proteção da convergência TI/TO como uma prioridade de negócio é uma atitude que vai muito além de proteger hardwares e softwares. Significa, assegurar a continuidade no fornecimento ininterrupto de energia para os lares e empresas, atestar a confiabilidade dos serviços vitais que são prestados e, principalmente, fortalecer de forma duradoura a resiliência de um setor que é absolutamente indispensável para a manutenção da vida urbana e para o pleno desenvolvimento econômico e social do país.
*Rafael Ogando é Diretor Executivo da Concert LAB, com mais de 20 anos de experiência em transformação digital, engenharia de software, computação em nuvem e Inteligência Artificial. Liderou operações de tecnologia, plataformas em nuvem e equipes de alta performance nos setores de tecnologia, saúde e energia. Atualmente é responsável pela estratégia de crescimento da empresa, pelo desenvolvimento de soluções para o setor elétrico e pela aplicação de Inteligência Artificial em produtos, engenharia de software e operações, conectando tecnologia, negócio e inovação.
- Armazenamento de energia e o futuro do setor elétrico
Capítulo 5
O cenário regulatório e de mercado para o armazenamento no Brasil: flexibilidade, custeio e segurança jurídica
O armazenamento de energia deixa de ser promessa
*Por Raphael Gomes e Isadora Filipo
Em um setor marcado por intensa produção normativa, disputas sobre alocação de custos, pressão tarifária e dificuldade crescente de compatibilizar expansão renovável, segurança operativa e modicidade, a agenda de armazenamento de energia trouxe uma rara boa notícia. A conclusão da Consulta Pública nº 39/2023, pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a edição das Resoluções Normativas ANEEL nº 1.161/2026 e nº 1.162/2026 e a publicação da Portaria Normativa MME nº 136/2026 retiraram o armazenamento da condição de promessa tecnológica e o colocaram no centro da regulação setorial.
A boa notícia, contudo, não está apenas em admitir baterias, usinas reversíveis e outras tecnologias no âmbito do setor elétrico brasileiro. Está na possibilidade de o Brasil tratar de modo mais maduro um problema que já não é marginal: a energia elétrica deixou de ser apenas uma questão de capacidade instalada e passou a exigir coordenação no tempo – e em tempo real. Em sistemas com elevada participação de fontes renováveis, o momento em que a energia é produzida se tornou tão relevante quanto a quantidade produzida.
Esse é o ponto de partida. O armazenamento não é nova fonte no sentido clássico, nem simples carga, nem equipamento acessório de uma usina. É infraestrutura capaz de absorver potência, injetar energia, deslocar produção no tempo e prestar serviços ao sistema. Por isso, a pergunta relevante não é apenas se o Brasil terá projetos de armazenamento, mas se criará um mercado apto a remunerar os atributos entregues por esses projetos sem transferir novos passivos regulatórios para o futuro.
DA ENERGIA AOS ATRIBUTOS: POTÊNCIA, FLEXIBILIDADE E DESLOCAMENTO NO TEMPO
A matriz elétrica brasileira se transformou de forma acelerada. A expansão eólica e solar fotovoltaica, a redução relativa da capacidade de regularização dos reservatórios hidrelétricos e o aumento de restrições operativas criaram uma realidade em que o sistema precisa de energia, mas também de potência, flexibilidade, velocidade de resposta e capacidade de absorver excedentes em determinados momentos. A discussão sobre adequabilidade do suprimento passou a incorporar expressamente atributos de capacidade e flexibilidade.
Essa mudança tem consequência jurídica direta. Tendo em vista que o sistema demanda atributos distintos, a regulação e os contratos não podem continuar remunerando todos os ativos da mesma forma. Um megawatt disponível em momento crítico, um megawatt-hora produzido em horário de excedente e um recurso capaz de variar rapidamente sua injeção não possuem o mesmo valor sistêmico. Os leilões de reserva de capacidade e a inserção da flexibilidade no debate setorial indicam esse deslocamento.
Os sistemas de armazenamento se inserem nesse contexto porque sua principal contribuição não é gerar energia primária, mas alterar o tempo de uso da energia disponível. Essa característica permite reduzir o acionamento de recursos mais caros, facilitar a integração de renováveis e mitigar excedentes. Ainda assim, a tecnologia não substitui a (necessária) expansão da transmissão, não elimina a necessidade de sinais locacionais adequados e não resolve retrospectivamente o problema do ressarcimento por cortes de geração. Seu valor é elevado justamente quando inserida em desenho institucional coerente e completo.
CATEGORIA PRÓPRIA E REGULAÇÃO EM DUAS CAMADAS
O primeiro mérito da Lei nº 15.269/2025 foi reconhecer formalmente a atividade de armazenamento de energia elétrica e atribuir à ANEEL competência para regulá-la e fiscalizá-la. Esse reconhecimento afasta enquadramentos artificiais – como a proposta inicial de enquadramento por semelhança a ativos de geração – e permite que os sistemas de armazenamento sejam tratados conforme sua natureza multifuncional.
A partir dessa base legal, a ANEEL optou por uma solução em duas camadas. A Resolução Normativa nº 1.161/2026 estabelece requisitos e procedimentos para a outorga de autorização de sistemas explorados de forma autônoma. A Resolução Normativa nº 1.162/2026, por sua vez, promoveu alterações transversais em normas setoriais, alcançando acesso e uso da rede, comercialização, situação operacional, penalidades, serviços ancilares, resposta da demanda, sistemas colocalizados e usinas reversíveis.
A regulação passou a diferenciar, entre outros conceitos, o sistema autônomo, que absorve potência integralmente da rede para posterior injeção ou prestação de serviços, e o sistema colocalizado, instalado em área contígua a uma central geradora e capaz de absorver energia da própria usina ou da rede. A distinção importa porque cada modelo responde a incentivos diversos: o autônomo se aproxima de recurso sistêmico independente; o colocalizado pode otimizar a conexão existente, reduzir cortes, suavizar produção e ampliar a prestação de serviços.
Também merece atenção a autorização para empilhamento de receitas, pois os sistemas podem prestar múltiplos serviços ao sistema elétrico, incluindo flexibilidade operativa, potência, qualidade de energia, serviços ancilares e comercialização. Sem empilhamento, muitos projetos podem não se viabilizar economicamente, assim como muitos modelos de negócios podem não atingir escala. Por outro lado, com empilhamento de receitas mal disciplinado, surgem riscos de dupla remuneração e assimetria concorrencial. A abertura regulatória, portanto, precisa ser acompanhada de precisão operacional e previsibilidade de remuneração.
USO DA REDE E ENCARGOS: A DECISÃO QUE PODE EVITAR INVIABILIZAR AS BATERIAS
Um dos temas mais sensíveis da Consulta Pública nº 39/2023 foi a cobrança pelo uso da rede. A ANEEL decidiu que a utilização das redes de transmissão e distribuição pelos sistemas de armazenamento estará condicionada à celebração de contratos de uso, refletindo, como regra geral, a operação bidirecional do ativo, já que este demanda capacidade da rede tanto para carregar, quanto para descarregar na rede. Isto é, o contrato precisa capturar esses dois sentidos.
A decisão mais relevante do ponto de vista setorial – e que decorreu de intenso processo e busca da Agência pelo “caminho do meio” entre posições acaloradas – foi o tratamento dado aos sistemas autônomos que se submetam voluntariamente ao despacho integral pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS (ONS), tanto na carga quanto na injeção. Nesses casos, a demanda ou montante de uso associados ao consumo poderá ser definido como zero, permanecendo a contratação da parcela de injeção conforme a potência máxima de descarga. A lógica é adequada: se o ONS define integralmente quando o ativo carrega e descarrega, buscando o menor custo total da operação e a segurança do sistema, não faria sentido tarifá-lo como carga ordinária que decide livremente quando pressionará a rede.
Para sistemas não sujeitos ao despacho integral do ONS, a ANEEL preservou a regra geral de contratação e pagamento pelo uso da rede, justamente porque o agente mantém maior liberdade decisória sobre seus fluxos. A escolha regulatória foi a seguinte: quanto maior a subordinação ao despacho centralizado, maior a justificativa para racionalizar a cobrança pela parcela de consumo.
Nos sistemas colocalizados, a regulação admitiu que, em determinadas condições, a potência máxima de carga do armazenamento seja considerada para reduzir a demanda contratada de injeção da central geradora, observado limite de 30% da máxima potência injetável na configuração sem armazenamento. Para centrais com contrato de uso existente, a norma prevê tratamento específico para a primeira solicitação após a conexão do sistema colocalizado, sem aplicação de cobranças por encerramento contratual antecipado. Esse ponto pode ser decisivo para projetos híbridos, nos quais a conexão é um dos ativos econômicos mais relevantes.
A decisão sobre encargos seguiu racional semelhante. Como a energia absorvida pelo armazenamento, excetuadas as perdas inerentes ao processo, será posteriormente reinjetada ou utilizada para prestar serviços ao sistema, a ANEEL afastou a incidência, sobre os próprios armazenadores, de encargos associados a usuários finais ou a regimes clássicos de geração quando não houver base legal específica, deixando-os isentos de uma série de encargos relevantes (EER, ERCAP, ESS, PROINFA, CDE, TFSEE e P&D). Mais uma vez a escolha regulatória foi acertada, ao evitar que o armazenamento nascesse artificialmente onerado por cobranças incompatíveis com sua função sistêmica.
O PRIMEIRO LEILÃO DE BATERIAS: RESTRIÇÃO DE PRODUTO E DE MERCADO
A Portaria Normativa MME nº 136/2026, que estabeleceu as diretrizes do primeiro leilão brasileiro destinado à contratação de armazenamento de energia em baterias, representa o primeiro teste concreto do novo arcabouço regulatório.
O leilão de reserva de capacidade voltado a sistemas de armazenamento em baterias foi estruturado para contratação de disponibilidade de potência, e não para venda ordinária de energia. O desenho prevê dois produtos: um associado a requisitos de conteúdo nacional, com certame previsto para 2 de dezembro de 2026, e outro aberto, previsto para 4 de dezembro de 2026, ambos com início de suprimento em 1º de agosto de 2028 e contratos de 15 anos.
Os parâmetros técnicos confirmam a natureza do produto. Os empreendimentos deverão ter potência mínima de 30 MW, entrega por quatro horas consecutivas por ciclo completo, até dois ciclos diários e 366 ciclos anuais, eficiência mínima de 85% no ponto de medição individual e recarga completa em até seis horas. Também deverão atender à totalidade dos despachos do ONS na programação diária e na operação em tempo real.
Essas condições procuram equilibrar duas necessidades. O operador precisa de recurso efetivo para momentos críticos, com duração suficiente e resposta rápida. Os investidores precisam precificar degradação, substituição de componentes, eficiência, penalidades, disponibilidade e risco de despacho. Baterias não são usinas convencionais: a forma de operação afeta diretamente a vida útil, custo de manutenção e desempenho. Por isso, a clareza sobre ciclos, recarga e penalidades não é detalhe técnico, é condição de financiabilidade.
A portaria também veda a arbitragem de energia pelo empreendedor contratado. A receita fixa deve remunerar todo e qualquer uso que o ONS fizer dos sistemas, sem receitas adicionais fora do contrato. A energia será liquidada no mercado de curto prazo segundo as regras aplicáveis, com resultados destinados à Conta de Potência para Reserva de Capacidade, e o empreendedor assumirá riscos específicos relacionados a perdas e excedentes O desenho do leilão tem virtudes e gera algumas incertezas. A virtude é, antes de tudo, dar o primeiro passo e criar, desde o primeiro certame, produto sistêmico claro, comandado pelo operador e aderente à necessidade de potência. A incerteza é que o modelo não é capaz de constituir, por si só, um mercado amplo de armazenamento. Trata-se de contratação regulada, com receita fixa e vedação de receitas fora do contrato – o que impede o empreendedor de explorar a gama de serviços e possibilidades que as baterias poderiam ofertar ao sistema. Nesse sentido, é importante que o Poder Concedente e o regulador não se limitem a esse desenho nas próximas iniciativas, avançando em temas como: serviços ancilares, resposta da demanda, comercialização, agregação, ativos em distribuição e transmissão, sinais adequados de preço, valoração locacional e efetivo empilhamento de receitas.
CUSTEIO: O PROBLEMA JURÍDICO QUE NÃO PODE FICAR PARA DEPOIS.
O entusiasmo com o leilão de baterias precisa conviver com uma preocupação jurídica central: quem pagará a conta, em que proporção e com qual base de cálculo. A Lei nº 15.269/2025 incluiu dispositivo na Lei nº 10.848/2004 prevendo que, no caso de contratação de sistemas de armazenamento em baterias, os custos serão rateados entre geradores de energia elétrica, conforme regulação da ANEEL. A mesma lei também criou regras voltadas a empreendimentos de geração que solicitarem acesso aos sistemas de transmissão e distribuição após a publicação do dispositivo e que, enquanto não atenderem determinados requisitos sistêmicos, deverão custear contratação de reserva de capacidade proporcionalmente à energia gerada.
A existência de amparo legal para o leilão não elimina a complexidade do custeio. A expressão "geradores", isoladamente, não resolve perguntas essenciais. Todos os geradores do SIN? Apenas novos empreendimentos? Geradores que solicitaram acesso após determinado marco temporal? Em proporção à energia gerada, à potência instalada, ao uso da rede, ao benefício obtido ou à contribuição para a necessidade sistêmica que motivou a contratação? A resposta determinará o risco de judicialização, o risco de crédito e a percepção de estabilidade do produto contratado.
Há um ponto conceitual incontornável. Como o armazenamento contratado beneficia o sistema como um todo - reduzindo custos operativos, aumentando a segurança, mitigando excedentes e facilitando a integração de renováveis -, é necessário justificar por que o encargo recairá apenas sobre determinado grupo de agentes, e qual o fundamento jurídico e econômico. A lei fez uma escolha, mas essa escolha precisa ser operacionalizada de forma proporcional, transparente e previsível.
Esse risco é ainda mais relevante porque os contratos terão prazo de 15 anos. O empreendedor vencedor não precisará demonstrar apenas que consegue construir a bateria, mas também que a receita contratada será efetivamente recebida ao longo de todo o período. Caso o encargo dependa de um grupo restrito de pagadores, caso haja controvérsia sobre a base de rateio ou se a arrecadação se tornar litigiosa, o problema atingirá o próprio produto de capacidade, a financiabilidade dos projetos e a credibilidade dos leilões futuros.
Por isso, edital, contratos e regulação não devem tratar o custeio como tema acessório. A disciplina precisa ser prévia, clara, proporcional e aderente à lei. O setor elétrico brasileiro já conhece os efeitos de encargos mal desenhados e passivos regulatórios transferidos ao longo do tempo. Repetir esse roteiro justamente na agenda de armazenamento seria desperdiçar uma janela importante de modernização.
LOCALIZAÇÃO, CURTAILMENT E A AGENDA DE IMPLEMENTAÇÃO
A agenda de armazenamento também deve ser lida em conjunto com o problema dos cortes de geração (curtailment) e das restrições operativas. As baterias podem reduzir, no futuro, situações em que energia renovável disponível é cortada por limitações de rede, excedentes sistêmicos ou descasamento entre produção e carga. Em vez de simplesmente desperdiçar geração, o armazenamento permite deslocar parte dessa energia para momento de maior utilidade.
Esse potencial depende de localização. Um sistema instalado em ponto sem relevância sistêmica pode ter valor muito inferior a outro situado em área com restrição de escoamento, necessidade de suporte à rede ou alta concentração de renováveis variáveis. A Portaria Normativa MME nº 136/2026 reconhece essa dimensão ao prever bonificação locacional para determinados barramentos; a ANEEL, por sua vez, recomendou que o ONS divulgue anualmente os melhores pontos de conexão para orientar a instalação de armazenamento no SIN.
O sinal locacional é indispensável porque armazenamento não é apenas capacidade, é capacidade situada. Ao mesmo tempo, a tecnologia não deve justificar postergação indefinida de investimentos em transmissão ou substituir uma solução jurídica para cortes já ocorridos. Armazenamento pode reduzir a recorrência do problema, mas não substitui o dever de enfrentar suas causas estruturais.
A regulação aprovada em 2026 inaugurou a fase de implementação. Ainda dependem de aprofundamento os Procedimentos de Rede do ONS, as Regras e Procedimentos de Comercialização da CCEE, a modelagem do armazenamento nos programas computacionais, a atuação de agregadores, a integração à outorga de comercializadores, os sistemas associados a consumidores, o uso em distribuição e transmissão, as usinas reversíveis de ciclo aberto ou semiaberto e eventuais sandboxes regulatórios.
A diferença entre uma boa regra e um bom mercado está na capacidade de transformar conceitos em fluxos operacionais, medição, liquidação, garantias, penalidades e sinais econômicos. A pressa para contratar, compreensível diante das necessidades sistêmicas, não pode dispensar maturidade mínima. O setor elétrico brasileiro tem histórico de resolver urgências por exceções que depois se tornam estruturas permanentes de custo. O armazenamento merece um percurso diferente.
CONCLUSÃO
O armazenamento de energia chegou ao setor elétrico brasileiro em momento oportuno. A matriz é renovável, a expansão é relevante, o sistema demanda flexibilidade e o debate sobre potência já está consolidado. A regulação da ANEEL e o leilão do MME podem inaugurar uma etapa importante de modernização, desde que o entusiasmo tecnológico venha acompanhado de solidez jurídica e desenho econômico consistente.
O ponto central é reconhecer que o armazenamento não deve ser remunerado pela tecnologia em si, mas pelos atributos que entrega: potência, flexibilidade, tempo, confiabilidade, qualidade de energia e alívio de restrições. Essa mudança exige abandonar a lógica de que todos os ativos elétricos entregam o mesmo produto. Exige também cuidado para que encargos, tarifas e riscos não inviabilizem a tecnologia antes de sua implantação em escala.
A agenda é promissora, mas não combina com improviso. A principal função do armazenamento é deslocar energia no tempo; a função da regulação deve ser evitar que a insegurança jurídica seja deslocada para o futuro. Se o setor elétrico pretende usar baterias e outras tecnologias para armazenar energia e reduzir desperdícios, precisa também aprender a armazenar melhor suas próprias boas ideias - antes que elas se percam na descarga rápida de disputas mal resolvidas.
*Raphael Gomes é sócio e Head da área de Energia do Lefosse Advogados. Atua há mais de 25 anos no setor elétrico brasileiro, com experiência em regulação, transações e contencioso estratégico, tendo ocupado, por quase 10 anos, o cargo de Gerente Jurídico-Regulatório na CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica). É presidente do conselho do IBDE (Instituto Brasileiro de Direito da Energia).
*Isadora Filipo é associada da área de Energia do Lefosse Advogados. Atua há 7 anos como advogada especializada em energia elétrica. Possui amplo conhecimento na estruturação de projetos no setor elétrico e a certificação “Certificação de Operadores do Mercado do Setor Elétrico”, pela CCEE/FGV-Ceri.
- Recursos Energéticos Distribuídos: os impactos e desafios para o sistema elétrico brasileiro
*Por Leonardo Henrique de Melo Leite
A indústria de energia elétrica vive um momento de grandes transformações, marcando a transição para o que vem sendo chamado de Utility 4.0, em alusão à Quarta Revolução Industrial aplicada ao setor elétrico. Esse novo paradigma no Sistema Elétrico de Potência (SEP) é impulsionado pelos “4 Ds” da transição energética (Descarbonização, Descentralização, Digitalização e Democratização da Eletrificação), que orientam mudanças tecnológicas, regulatórias e de modelos de negócio na busca por um sistema elétrico mais sustentável, eficiente e resiliente.
No que tange às redes de distribuição, estas foram tradicionalmente concebidas como infraestruturas passivas, com a função principal de distribuir eletricidade das fontes de geração centralizadas aos consumidores finais. O planejamento e a operação eram amplamente centralizados, e as redes de distribuição desempenhavam um papel subordinado no ecossistema energético.
Esse paradigma, entretanto, está mudando rapidamente. As redes de distribuição assumem papel central na transição energética, impulsionadas pela crescente inserção dos Recursos Energéticos Distribuídos (RED) (Distributed Energy Resources – DER). Esses recursos, como geração distribuída, sistemas de armazenamento de energia, veículos elétricos, gerenciamento pelo lado da demanda e eficiência energética, estão sendo progressivamente integrados às redes de distribuição, que deixam de atuar apenas como condutores passivos para desempenhar um papel ativo no sistema elétrico, proporcionando maior flexibilidade operacional, balanceamento energético e viabilizando novos arranjos técnico-comerciais, como Microrredes e Usinas Virtuais de Energia (Virtual Power Plants – VPP).
Os avanços tecnológicos vêm acelerando essa transformação. Inovações como as Microrredes e as VPPs, que agregam e coordenam REDs para atuarem como uma única entidade despachável, estão redefinindo o arcabouço operacional dos sistemas de distribuição.
Nesse contexto, o Comitê de Estudos C6 – Redes Ativas de Distribuição e Recursos Energéticos Distribuídos, do CIGRE-Brasil, por meio do Grupo de Trabalho GTRED (Grupo de Trabalho de Recursos Energéticos Distribuídos), publicou a brochura técnica "Impactos dos Recursos Energéticos Distribuídos no Sistema Elétrico Brasileiro".
O documento foi desenvolvido de forma colaborativa, com a participação de especialistas de concessionárias de energia, centros de pesquisa, universidades, fabricantes e consultorias, refletindo a diversidade de conhecimentos e experiências necessárias para tratar um tema de elevada complexidade técnica e impacto sistêmico. A publicação reúne uma análise técnica, regulatória e operacional sobre os impactos da crescente inserção dos Recursos Energéticos Distribuídos no sistema elétrico brasileiro, oferecendo subsídios para apoiar decisões estratégicas e operacionais diante das transformações em curso no setor.
O sumário da brochura está disponível para consulta pública no portal do CIGRE-Brasil. Já o acesso ao conteúdo completo e ao download da publicação em PDF é um dos benefícios oferecidos aos associados da instituição, que também têm acesso a um amplo acervo de brochuras e estudos técnicos produzidos no âmbito do CIGRE e podem contribuir para os debates técnicos e para a elaboração de novas brochuras e estudos.
*Leonardo Henrique de Melo Leite é Consultor Técnico Sênior da FITec Labs e Coordenador do Comitê de Estudos C6 do CIGRE-Brasil.
- Em busca da flexibilidade perdida
*Por Frederico Boschin
Diferente de outras commodities como o gás ou o petróleo, a eletricidade possui uma característica física única: ela precisa ser consumida no exato instante em que é produzida. Em um sistema de potência, a oferta e a demanda devem coincidir milimetricamente em tempo real; qualquer desequilíbrio significativo resulta em variações de frequência e tensão que podem levar ao colapso do sistema (blackout) ou desperdício de energia (curtailment).
O avanço da transição energética global impôs um novo desafio aos reguladores e operadores de sistemas: como garantir o equilíbrio instantâneo entre carga e geração em um cenário de crescente intermitência? Se no passado a flexibilidade era um atributo intrínseco às grandes hidrelétricas com reservatórios ou térmicas de base, hoje ela emerge como um serviço sistêmico autônomo, essencial para a integridade das redes e para a eficiência dos preços de mercado. Ou seja, a geração passou a ser ditada pelo clima (sol, vento e chuva), exigindo que a flexibilidade atue como o "amortecedor" que compensa a volatilidade de ambos os lados da equação. Não há transição energética sem flexibilidade.
Estudos preliminares na Europa indicam que as necessidades de flexibilidade do sistema podem dobrar até 2030 e aumentar seis vezes até 2050 (em comparação com os níveis do início de 2020). O principal motor até 2030 é a expansão da solar fotovoltaica, enquanto no longo prazo (2040-2050) o domínio será o aumento da demanda por eletricidade.
Há uma ligação direta entre a expansão das redes de transmissão e a necessidade de flexibilidade. Se a infraestrutura de rede não crescer no ritmo necessário, os custos de despacho e o curtailment (corte) de geração renovável dispararão; porém, exige uma distinção técnica clara entre necessidades de Rede e de Sistema:
Flexibilidade de Rede (Network Needs): Refere-se à capacidade de ajustar a geração ou o consumo para resolver problemas físicos locais, como congestionamentos em troncos de transmissão ou variações de tensão na distribuição; e (2) Flexibilidade de Sistema (System Needs): Focada no equilíbrio global e subdividida em três subcategorias críticas: Integração de Renováveis: Necessidades de longo prazo para acomodar o perfil sazonal de fontes eólicas e solares; Necessidades de Rampa (Ramping): A agilidade necessária para seguir a curva de carga líquida (ex: a rápida subida da demanda quando a geração solar declina ao fim do dia); Flexibilidade de Curto Prazo: Resposta a eventos imprevistos, como falhas forçadas ou erros abruptos de previsão meteorológica.
Portanto, o conceito de flexibilidade deixou de ser apenas uma questão de curto prazo (confiabilidade diante de erros de previsão meteorológica) para abranger múltiplas escalas temporais com a Gestão de Recursos e Redes/Transmissão, de forma a manter níveis de tensão adequados, tanto na transmissão quanto na distribuição.
Enquanto o Brasil discute a inserção de sistemas de armazenamento (BESS) e a regulação da Resposta da Demanda, o cenário internacional já aponta para o "empilhamento de receitas" (revenue stacking), e nesse contexto, a flexibilidade não deve ser vista apenas como um custo de segurança, mas como um ativo comercializável.
As baterias, com queda acentuada de custos, provaram ser imbatíveis na prestação de serviços ancilares de frequência. Já a Resposta da Demanda, impulsionada pela digitalização e pelos medidores inteligentes, transforma o consumidor de um agente passivo em um fornecedor de flexibilidade, ajustando o consumo em resposta aos sinais de preço ou restrições da rede.
A criação de mercados de serviços ancilares competitivos e a definição clara de metas de flexibilidade não-fóssil nos Planos Decenais de Expansão (PDE) são urgências para que o Brasil não apenas tenha uma matriz limpa, mas uma rede resiliente e economicamente eficiente.
Frederico Boschin é Diretor Executivo da Noale Energia e Sócio da Ferrari Boschin Advogados. Advogado (UFRGS); MBA Gestão Empresarial (FGV/RS); Mestre em Direito Econômico pela Universidade de Lisboa; Pós-graduado em Engenharia de Energia (PUC/RS) e em Regulação do Setor Elétrico (UFRJ). Coordenador da ABSOLAR (Santa Catarina); Membro do Conselho de Infraestrutura da FIERGS; Conselheiro do Sindienergia RS; Professor da PUC/RS e PUC/MG
