São Paulo, 05 de Agosto de 2025 – Aguardando somente validação por parte da diretoria colegiada da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), o segmento de baterias já conta com um balizamento regulatório preliminar para iniciar a preparação dos seus estudos de investimento no Brasil, em especial com foco no leilão de reserva de capacidade que o governo prevê realizar em 2026.

A agência concluiu a Nota Técnica Conjunta  nº 13/2025 que aborda a regulamentação dos SAEs (Sistemas de Armazenamento de Energia), incluindo também nas premissas as UHRs (usinas hidrelétricas reversíveis).

O documento, segundo a ANEEL, representa a primeira etapa “de um processo complexo e transversal”, que foi estruturado em um roadmap de três ciclos. Marca também o encerramento da 2a fase da Consulta Pública nº 39/2023, que contou com o envio de contribuições enviadas por 71 participantes, entre associações e agentes diversos do setor elétrico.

A iniciativa é vista pelo órgão regulador como um marco primário para enfrentar os desafios relacionados à inserção dos SAEs no setor, “promovendo a integração adequada desses sistemas” bem com o seu respectivo alinhamento “às diretrizes de descarbonização, digitalização e descentralização da matriz elétrica nacional”.

A ANEEL reitera que, embora a Nota Técnica Conjunta  nº 13/2025 consolide a primeira etapa do processo, ela não encerra a agenda de desenvolvimento do tema, com o segundo ciclo já prevendo aprofundamentos técnicos e regulatórios.

Novidade positiva

Para Roberto Valer, CTO da Huawei no Brasil, empresa que olha com muito interesse o segmento de armazenamento de energia no Brasil, a publicação da ANEEL é motivo de “grande satisfação” e representa um avanço aguardado há tempos pelo mercado.

“A percepção predominante é que, embora seja apenas a primeira etapa de um processo regulatório que prevê novas fases, o documento já oferece a base e os subsídios necessários para que empreendedores e financiadores possam finalmente tirar do papel seus projetos de armazenamento de energia”, disse o executivo.

Valer lembra que a Nota Técnica Conjunta aguarda o rito de aprovação e voto da diretoria da ANEEL para se tornar vigente. Destaca, no entanto, que o conteúdo fornece a clareza regulatória que faltava.

“Antes, havia incerteza sobre como pleitear e iniciar projetos de armazenamento junto à agência. Agora, com as primeiras bases ou primeiros tijolos  estabelecidos, as empresas têm um direcionamento claro para começar a trabalhar”, reforça.

Valer ressalta  que há uma  expectativa de que a  portaria do MME (Ministério de Minas e Energia) com as regras para o leilão de reserva de capacidade para baterias possa ser divulgada ainda este ano. Já a realização do certame deve ficar mesmo para 2026.

Roberto Valer, CTO da Huawei no Brasil. Foto: LinkedIn/Reprodução

Conclusões

Sobre os principais resultados e avanços alcançados nesta fase inicial da proposta regulatória para os SAEs, a Nota Técnica Conjunta  nº 13/2025 destaca os seguintes pontos:

• Foi estabelecida uma definição conceitual clara para os SAEs e suas possíveis modalidades de operação. O objetivo é uniformizar o entendimento técnico-regulatório e facilitar a aplicação das normas propostas;
• SAE passa a ser tratado como usuário da rede elétrica, com a definição de critérios claros para seu acesso e as regras necessárias para a celebração dos Contratos de Uso dos Sistemas de Transmissão e Distribuição (CUST/CUSD);
• Previu-se a flexibilização da contratação do Montante de Uso dos Sistemas (MUST/MUSD) para centrais geradoras que optarem pela instalação de SAEs colocalizados, incentivando uma melhor utilização da infraestrutura existente e ampliando a eficiência;
• Foi definida a tarifa de uso aplicável ao SAE, em consonância com o arcabouço normativo vigente, o que garante a sinalização e a alocação dos custos de rede para o fluxo bidirecional de potência;
• O SAE Autônomo foi enquadrado juridicamente como Produtor Independente de Energia Elétrica (PIE), garantindo sua inserção adequada no marco legal e regulatório atual;
• Foi prevista a colocalização de SAE com centrais geradoras e unidades consumidoras, tanto em redes de transmissão quanto de distribuição, conferindo clareza e segurança jurídica. A instalação pode ocorrer com uma única outorga (abrangendo a Central Geradora e o SAE) ou por meio de associação, com outorgas independentes que preservam a autonomia jurídica e operacional;
• O Programa de Resposta da Demanda foi ampliado, prevendo a participação dos SAEs nos mecanismos de deslocamento de carga, com possíveis ajustes futuros nos Procedimentos de Rede e de Comercialização;
• Houve avanços expressivos no tratamento das Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHR), com a proposta de um rito próprio para outorgas de unidades em ciclo fechado e a permissão de sua inserção em empreendimentos existentes por meio de alteração de características técnicas;
• Foi incluída uma sinalização regulatória para a prestação de serviços ancilares pelos SAEs, com previsão normativa para o empilhamento de receitas, o que amplia as possibilidades de monetização dos serviços prestados ao sistema;
• As regras de tratamento dos encargos setoriais aplicáveis aos SAEs foram definidas, promovendo segurança jurídica e coerência regulatória. Adicionalmente, estabeleceu-se a base de cálculo para a Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) e eventuais penalidades, conferindo maior transparência e previsibilidade;
• Foram estabelecidas diretrizes sobre a necessidade de contratação de lastro por agentes detentores de SAE, considerando suas diferentes formas de operação e serviços prestados ao sistema.

Fonte : Canal Solar

São Paulo, 04 de Agosto de 2025 – Em novo estudo, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) estima que para um custo de R$ 3.000/kWh das baterias, o payback de sistemas de geração solar distribuída com baterias seria de 6 anos para aplicações residenciais e até cinco anos para comerciais. Embora isso represente um aumento do payback de sistemas puramente fotovoltaicos, ainda pode representar uma opção atrativa para consumidores considerando o aumento da resiliência elétrica. Considerando um custo de R$ 2.000/kWh, o payback chegaria a quatro anos.

Com o início da cobrança de tarifas de distribuição e transmissão, as baterias podem ser utilizadas para evitar a injeção de energia na rede e a perda de valor da energia injetada, armazenando o excedente da geração para consumo posterior.

Essa aplicação também protege o investidor contra eventuais mudanças regulatórias que reduzam o benefício do sistema de compensação e desloca o consumo para horários de tarifa menos cara, aumentando a economia. Além disso, aumenta a resiliência no ponto de carga em casos de falha da rede.

No entanto, adicionar capacidade de armazenamento a sistemas de geração eleva o CAPEX e pode gerar longos intervalos de subutilização das baterias. O dimensionamento adequado das baterias nessas aplicações, portanto, exige análise detalhada de custo-benefício.

Se todos os consumidores residenciais com geração distribuída investissem em um sistema de armazenamento, o investimento acumulado em baterias até 2035 poderia ser de aproximadamente R$ 200 bilhões.

No caderno Micro e Minigeração Distribuída & Baterias Atrás do Medidor, elaborado como parte do Plano Decenal de Expansão da Energia 2035, a EPE estima que a geração distribuída pode chegar até 97,8 GW de capacidade instalada, sendo a maior parte residencial.

Aplicação para gestão de tarifa

Baterias podem ser utilizadas estrategicamente para deslocar o consumo dos períodos de tarifa elevada (horário de ponta) para períodos de menor custo (fora ponta). Quanto maior for essa diferença tarifária, maior será a atratividade das baterias. Muitos consumidores utilizam geradores a diesel para evitar o consumo no horário de ponta. Em 2015, a EPE estimou que havia entre 7 GW e 9 GW de geradores instalados para esse fim.

Os estados com maiores diferenças tarifárias e, portanto, com maior vantagem para a baterias em aplicações de gestão tarifária são Bahia, com um spread de R$ 3,41/kWh, Pará, com diferença de R$ 3,12/kWh e Sergipe, com R$ 2,99/kWh.

Além do spread tarifário, a viabilidade das baterias para esse tipo de aplicação deve levar em conta o Fator de Carga na Ponta (FCp), expressa pela divisão do consumo médio (MWméd) pela demanda máxima de um usuário no período de ponta (MW). Valores baixos de FCp indicam baixa utilização do sistema de baterias, com maior tempo de retorno do investimento, enquanto FCp elevados refletem maior estabilidade do perfil de consumo em ponta e, portanto, maior viabilidade econômica do armazenamento.

Nestes casos, o investimento em baterias começa a se tornar competitivo com custos inferiores a R$ 2.000/kWh, em relação a geração a
diesel para suprir o período de ponta.  Além do aspecto econômico, fatores adicionais como redução do ruído, logística de obtenção do diesel e questões ambientais podem estimular a troca do diesel por baterias.

Custo das baterias para diferentes aplicações

Segundo dados de 2024 da ABSAE um sistema de bateria para aplicação comercial e industrial, de 3 MWh, chegaria a um preço final de
cerca de R$ 1.920/kWh, considerando a carga tributária atual, que chega a 70%. Já para aplicações residenciais a Greener estima que o preço final do esteja próximo de R$3.500/kWh, considerando um sistema de bateria de 5 kWh combinado com geração solar distribuída de 4 kWp.

São Paulo, 04 de agosto de 2025 – Uma decisão recente do governo federal trouxe alívio para empresas com grandes projetos de geração de energia solar no Brasil. A Resolução GECEX nº 759, publicada em 16 de julho de 2025, estabeleceu novas cotas para a importação de módulos fotovoltaicos com alíquota reduzida de 9,6%, exclusivamente a centrais geradoras com potência superior a 5 megawatts (MW) qualificados na Medida Provisória nº 1.212 e que celebraram Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (CUST) com garantia prévia depositada. Juntos, esses empreendimentos representam um investimento estimado em R$ 50 bilhões, com R$ 2,5 bilhões já depositados em garantias, segundo o pleito apresentado por um grupo de empresas que incluiu Atlas Brasil, Casa dos Ventos, EDP Renováveis, Qair Brasil, Canadian Solar e WEG.

O grupo alertou para o risco de inviabilidade econômica de projetos planejados com base em um cenário anterior de isenção tarifária parcial.

Essas empresas argumentaram que a decisão anterior do governo – por meio da Resolução GECEX nº 666 – de elevar o Imposto de Importação sobre módulos fotovoltaicos de 9,6% para 25%, a partir de julho de 2025, e extinguir as cotas de isenção, afetava diretamente a viabilidade dos empreendimentos. Segundo elas, os projetos foram concebidos sob regras distintas, com previsão de isenção total ou parcial da alíquota, o que influenciou diretamente decisões de investimento, contratação e cronograma de execução.

Além de apontarem para a quebra do princípio da confiança legítima e da segurança jurídica, as empresas também ressaltaram que a mudança desestimularia novos investimentos no setor, em um momento de crescente demanda por geração renovável. Outro argumento utilizado foi a insuficiência da oferta doméstica de módulos para atender à escala dos empreendimentos em curso.

“Após a publicação da resolução do Gecex, o mercado buscou alternativas, por exemplo o pleito de risco de desabastecimento, mecanismo possível mas demorado”, comentou com a pv magazine o secretário de Indústria do Instituto de Energia Limpa, Wladimir Janousek. “Esse grupo de empresas de geração centralizada trouxe o argumento, bem elaborado, para pedir as cotas de redução do imposto, inclusive com base nos aportes de garantias que fizeram para conexão. Esse argumento ganhou força na Câmara de Comércio Exterior [que faz parte do GECEX].”

Em resposta ao pleito das empresas, forma criados dois novos períodos de cotas de importação com redução do imposto de importação. O primeiro, de 6/07/2025 a 15/07/2026 tem o valor máximo de US$ 717,410 milhões. O segundo, de 16/07/2026 a 15/07/2027, de US$ 403,200 milhões.

Para operacionalizar as novas cota, a Portaria SECEX nº 413, também de 16 de julho, definiu as regras de alocação. A distribuição será feita por ordem de registro no sistema Siscomex, com limite inicial de US$ 8 milhões (valor FOB) por projeto. Novos pedidos de alocação só poderão ser feitos após o desembaraço das mercadorias anteriores, e estarão limitados à parcela efetivamente desembaraçada. O importador deverá ainda comprovar vínculo formal com o projeto e apresentar documentação que comprove sua participação direta na cadeia de fornecimento.

A decisão é vista como um gesto do governo para preservar a previsibilidade regulatória e garantir a continuidade de investimentos em infraestrutura energética. No entanto, especialistas do setor alertam que será preciso acompanhar de perto o processo de alocação da cota e avaliar seus efeitos práticos sobre o cronograma e os custos dos projetos já em andamento.

“De forma geral, o cenário não mudou. Há um complexo de problemas em que o II é só mais um., inserido nessa nova onda de guerra comercial no mundo. Em outra frente, há empresas pedindo suporte da matriz na China para negociar essa redução”, analisa Janousek. Ele acrescenta que o INEL está atacando outras frentes de desafios do setor solar, como o não aceite de projetos enquadrados no fast track da geração distribuída e a falta de regulamentação para as baterias.

São Paulo, 04 de agosto de 2025 – ampliação da matriz elétrica no Brasil em julho se deveu às fontes solar e eólica de energia elétrica, ambas caracterizadas pela geração de energia renovável. De acordo com os cálculos da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), o mês passado contou com a entrada em operação de quatro usinas, sendo três eólicas (61,00 MW) e uma solar fotovoltaica (45,00 MW). 

Nos sete primeiros meses de 2025, a expansão observada foi de 4.211,13 MW. Mais da metade desse crescimento (57,66%) coube a 11 novas usinas termelétricas, com 2.2428,05 MW – entre elas a Usina Termelétrica (UTE) GNA II, no Rio de Janeiro, que começou a operar em maio com 1,7 GW de potência instalada. 

Além das termelétricas, a ampliação da matriz elétrica de janeiro a julho contou com 27 usinas eólicas (898,90 MW), 18 solares fotovoltaicas (783,63 MW), seis pequenas centrais hidrelétricas (95,85 MW) e duas centrais geradoras hidrelétricas (4,70 MW). 

De janeiro a julho, usinas em 14 estados entraram em operação comercial. Os destaques, em ordem decrescente, foram o Rio de Janeiro (1.672,60 MW), a Bahia (687,70 MW) e Minas Gerais (553,25 MW). O mês de junho trouxe Minas Gerais como o estado com maior expansão, com 45,00 MW no parque solar Pedro Leopoldo I. O Ceará ficou em segundo lugar, com 40,00 MW na usina eólica Kairós Wind 6. 

Julho foi concluído com 88 usinas em operação em teste, totalizando 3.063 MW. Estão nessa situação 45 usinas eólicas, 33 solares fotovoltaicas, seis termelétricas, duas pequenas centrais hidrelétricas, uma central geradora hidrelétrica e uma usina hidrelétrica.

Infográfico – Expansão da Matriz Elétrica Brasileira – julho/25

Capacidade total de usinas centralizadas é de 212,6 GW 

Em 1º de agosto, o Brasil somou 212.649,17 MW de potência fiscalizada, de acordo com dados do Sistema de Informações de Geração da ANEEL, o SIGA, atualizado diariamente com dados de usinas em operação e de empreendimentos outorgados em fase de construção. Desse total em operação, ainda de acordo com o SIGA, 84,45% da potência instalada é de fonte renovável.

Onde encontrar mais dados sobre a geração elétrica 

Uma abordagem mais detalhada do crescimento da oferta centralizada de energia elétrica pode ser encontrada no painel RALIE, que reúne informações sobre a expansão da matriz elétrica. Com formato intuitivo, a ferramenta amplia o acesso aos dados de fiscalização de novas usinas em implantação e facilita o acompanhamento da expansão da oferta de geração de acordo com o ano, região, tipo de fonte de energia, entre outros filtros. Os objetivos são aprimorar a interatividade e fornecer mais informações sobre obras de geração. 

As informações do painel são atualizadas mensalmente baseadas nas inspeções in loco nas obras das centrais geradoras e nos dados disponibilizados no Relatório de Acompanhamento de Empreendimentos de Geração de Energia Elétrica (Rapeel), que conta com a contribuição das empresas fiscalizadas para uma análise minuciosa da equipe de monitoramento. Veja neste link os relatórios e indicadores da ANEEL relacionados à geração de energia elétrica.

Fonte: Governo Federal