Quem deve pagar pela potência de que o sistema elétrico precisa?

Ao meio-dia, o Brasil pode ter tanta geração solar e eólica disponível que algumas usinas precisam reduzir a produção. Poucas horas depois, o problema se inverte: é preciso aumentar rápido a geração de outras fontes, ou reduzir o consumo, para atender à demanda. No mesmo dia, o sistema convive com sobra de energia num horário e com falta de potência e de flexibilidade em outro.

É nesse cenário que o debate sobre baterias ganhou força em 2026. O país contratou cerca de 19 GW de potência no leilão de março e, em outubro, aprovou os editais de dois leilões só para armazenamento. Ao mesmo tempo, discute-se quem vai pagar por esses contratos. ^[1][2]

A pergunta sobre quem paga é legítima, mas existe uma anterior: quanta potência adicional será mesmo necessária, em quais horários e lugares, e qual combinação de recursos a entrega pelo menor custo para a sociedade? Sem essa resposta, corremos o risco de brigar pelo rateio de uma conta sem ter mostrado como ela foi calculada.

Energia abundante não elimina a necessidade de potência

No artigo anterior, Curtailment: quem paga pela energia que o Brasil deixa de gerar?, mostrei o desenho da chamada curva do pato. A geração solar reduz, durante o dia, o que se precisa das outras fontes. Quando o sol vai embora, essa necessidade volta a crescer, às vezes de forma brusca.

O domingo de 18 de outubro de 2026 serve de exemplo. Pelas séries horárias do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a carga residual do Sistema Interligado Nacional (SIN), que aqui é a carga total menos a geração eólica e solar, estava em cerca de 31,3 GW às 12h e chegou a 77,0 GW às 19h. Foram 45,7 GW a mais em sete horas. ^[3]

Um domingo isolado poderia ser exceção. Por isso, a análise foi ampliada para os 31 dias de outubro de 2026, com comparação com o mesmo mês de 2025. Para cada dia, a geração eólica e solar contabilizada pelo ONS foi descontada da carga total do SIN, e se calculou a diferença entre a hora das 19h e a das 12h. ^[3]

Em outubro de 2026, a carga residual das 19h foi, em média, 38,39 GW maior que a das 12h. Em outubro de 2025, a diferença média tinha sido de 30,28 GW. Em 2026 ela foi positiva nos 31 dias, com valores entre 27,44 e 50,12 GW. O domingo de 18 de outubro faz parte, portanto, de um padrão mais amplo: do meio-dia ao começo da noite, o sistema passa a depender muito mais de outras fontes. ^[3]

Esses números pedem leitura cuidadosa. Os 38,39 GW não são uma estimativa de déficit de potência nem uma recomendação de contratar 38,39 GW em baterias. Parte dessa diferença pode ser atendida pelas hidrelétricas existentes, pelas termelétricas, pelo intercâmbio entre regiões e por outras fontes. Quanto falta de verdade depende da capacidade disponível, da demanda futura e do risco de falha que o sistema aceita correr.

A composição das duas horas também mudou. Em outubro de 2026, a carga média do SIN às 12h foi de 87,82 GW, e a geração eólica e solar somou 48,62 GW. Às 19h, a carga média subiu para 93,78 GW, mas a eólica e a solar caíram para 16,19 GW. São medições da operação observada. Não simulam quanto de potência faltaria se um grupo de usinas não existisse. ^[3]

Energia, potência e flexibilidade não são a mesma coisa

A diferença entre energia e potência é velha conhecida da engenharia elétrica, mas as consequências econômicas nem sempre aparecem com clareza nos contratos.

Energia, medida em megawatt-hora (MWh), diz quanto se produziu ou consumiu num período. Potência, medida em megawatt (MW), é a capacidade de produzir ou consumir num instante. A adequação de suprimento pergunta se o conjunto de recursos consegue atender à demanda, inclusive em situações ruins. E a flexibilidade é a capacidade de mudar rápido a produção ou o consumo diante de variações e incertezas.

Uma bateria de 1.000 MW com quatro horas de duração tem, no papel, 4.000 MWh para um ciclo completo de descarga. Mas essa potência não pode ser entregue para sempre: contam a energia armazenada naquele momento, o tempo exigido, as perdas, a disponibilidade e a chance de recarregar. Uma usina solar de 1.000 MW pode gerar muita energia ao longo do ano e ajudar pouco numa ponta noturna. Uma hidrelétrica com reservatório consegue deslocar a produção no tempo, mas depende de água, de turbinas, de limites operativos e de acesso à rede.

Por isso, fator de capacidade anual não é o mesmo que contribuição firme para a confiabilidade. Métodos probabilísticos, como a Effective Load Carrying Capability (ELCC), tentam estimar quanto um recurso contribui para atender à demanda nas condições de maior risco, levando em conta a composição do sistema. Esse valor não é uma característica fixa de cada tecnologia. O método é discutido, por exemplo, no relatório de uma oficina técnica da North American Electric Reliability Corporation (NERC), de setembro de 2025, o que não significa que deva ser adotado como está no Brasil. ^[4]

O Brasil já tem critérios de garantia de suprimento que olham energia e potência por meio de métricas de risco, como a probabilidade de perda de carga (Loss of Load Probability, LOLP) e as medidas de energia e de potência não supridas. A discussão, portanto, não começa do zero. O desafio é transformar essas necessidades em produtos e incentivos coerentes. ^[5]

Um estudo de Renato Haddad Simões Machado e Erik Eduardo Rego, publicado em março de 2026 na Energy Policy, ajuda a organizar o problema. Os autores propõem tratar juntas as dimensões de adequação de energia e de capacidade, para que o desenho dos mecanismos não favoreça uma tecnologia antes de demonstrar o que ela contribui para a confiabilidade. O Brasil aparece como caso relevante. Essa é a proposta central descrita no resumo do estudo, que não fornece, sozinha, um número de baterias que o SIN deveria contratar hoje. ^[6]

Outra pesquisa de 2026, de Laís Domingues Leonel e coautores, acrescenta a adequação da flexibilidade. Um sistema pode ter megawatts de sobra para a ponta e mesmo assim ter dificuldade de subir ou descer a produção na velocidade exigida, respeitando as restrições operativas. ^[7]

O que os leilões de 2026 estão comprando?

Os leilões não devem ser confundidos. O de março, que contratou cerca de 19 GW, e os de armazenamento, marcados para dezembro, são procedimentos distintos, com produtos e condições próprios. ^[1][2]

Em 27 de outubro de 2026, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou os editais nº 05/2026 e nº 06/2026, com leilões previstos para 2 e 4 de dezembro de 2026. Os dois tratam da contratação de disponibilidade de potência de novos sistemas de armazenamento em baterias, com início de suprimento em 1º de agosto de 2028 e contratos de 15 anos. Um edital traz exigências de conteúdo nacional e o outro não. ^[2]

O compromisso técnico prevê a disponibilidade da potência máxima por quatro horas em cada ciclo, com até dois ciclos por dia e limite de 366 ciclos por ano, além de recarga completa em até seis horas. A remuneração é uma receita fixa anual, com ajustes por desempenho. ^[2]

Esses termos descrevem o produto que se quer contratar. Não mostram que todos os benefícios possíveis de uma bateria, como arbitragem de energia, redução de curtailment, controle de frequência ou alívio de congestionamento, serão entregues em cada local nem pagos separadamente. É preciso separar a capacidade técnica, a obrigação contratual e o benefício efetivo para o sistema.

Em 19 de outubro, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) publicou a metodologia do Custo Marginal de Referência (CMR) dos leilões de armazenamento, com premissas de investimento, operação, financiamento e diferenças entre produtos. O CMR ajuda a definir o preço-teto. Ele não é o preço final da contratação, que depende da competição, e também não equivale automaticamente ao benefício social do armazenamento. ^[8][9]

Antes de perguntar quem vai pagar, então, é preciso saber que serviço está sendo comprado e como o benefício dele será medido.

Reservatórios mais cheios podem substituir baterias?

Em parte, sim, e esse é um dos argumentos que merecem ser levados a sério.

Quando a geração solar e eólica atende mais consumo durante o dia, hidrelétricas com reservatório podem gerar menos nesse período e guardar água para outras horas. Em condições favoráveis, isso aumenta a flexibilidade disponível sem exigir, de imediato, outro reservatório. Mas a relação não é automática: depende das decisões de despacho, das restrições hidráulicas e da demanda em cada momento. ^[10]

Os dados abertos do ONS mostram melhora relevante no Sudeste/Centro-Oeste e no Nordeste em relação ao mesmo período de 2025. Em 15 de outubro de 2026, a energia armazenada no Sudeste/Centro-Oeste chegou a 55,25% da capacidade de referência do subsistema, contra 46,82% um ano antes. No Nordeste, os números foram 65,12% e 51,64%. ^[11]

A melhora não foi igual em todo lugar. Na mesma data, o Sul caiu de 90,60% para 81,28%, e o Norte, de 78,93% para 67,58%. A situação de um reservatório ou de um subsistema não descreve, sozinha, o SIN inteiro. ^[11]

Há, portanto, indício de uma condição energética mais favorável em partes importantes do sistema em outubro de 2026. Mas desses percentuais não dá para tirar, sem simulações adicionais, quantos megawatts de baterias deixariam de ser necessários, ainda mais quando os contratos começam em 2028 e as obrigações se estendem por muitos anos.

Uma hidrelétrica que já existe pode oferecer potência extra em certas horas com um desembolso adicional relativamente baixo. Isso não torna o serviço de graça. A água usada hoje tem custo de oportunidade, porque poderia ser guardada para gerar depois. Ainda há os limites das unidades geradoras, as restrições de transmissão, as vazões ambientais, a irrigação, o abastecimento e outros usos.

Um estudo de Simone Quaresma Brandão, Erik Eduardo Rego e Roney Nakano Vitorino, publicado em setembro de 2026, examinou a flexibilidade hidráulica na cascata do rio São Francisco com otimização estocástica e simulações horárias. Os resultados indicam benefícios potenciais de coordenar hidrelétricas e renováveis, mas também mostram o peso dos usos da água e das restrições ambientais. A configuração estudada é uma representação analítica regional, e não uma previsão da operação real do SIN. ^[10]

A pergunta que interessa não é se a água ou a bateria é melhor em geral. É quando uma pode substituir a outra de forma econômica, em que duração e em que local, mantendo os mesmos critérios de confiabilidade e respeitando os outros usos da água.

O curtailment também reduz a necessidade de potência?

O artigo anterior tratou do paradoxo de um país que amplia a geração renovável e, em muitos horários, precisa limitar parte da produção. A conclusão foi que corte de geração não é, por definição, ineficiente, e que reduzi-lo precisa ser comparado ao custo de transmissão, armazenamento, consumo flexível e outras alternativas. O mesmo cuidado vale para a relação entre curtailment e adequação de potência.

Os cortes podem surgir por excesso de geração em relação à carga, por exigência de confiabilidade elétrica ou por indisponibilidade externa. As causas e as soluções não são necessariamente as mesmas. Reduzir a geração disponível num horário de sobra não cria, fisicamente, capacidade firme num horário de escassez.

Pode haver um efeito indireto positivo: se uma operação com muita geração solar poupa água dos reservatórios, a geração hidráulica fica mais disponível para períodos posteriores. O resultado líquido, porém, depende da hidrologia, da operação, dos limites da rede e de a geração renovável coincidir ou não com os momentos críticos. Também é possível que certas restrições diminuam a contribuição efetiva de um recurso justamente quando ele seria útil.

Por isso, um aumento do fator de utilização médio da geração que sobra não prova, sozinho, que o sistema precisa de menos potência. Mudar o denominador ou retirar geração de certos horários pode alterar indicadores médios sem melhorar a confiabilidade nos momentos mais críticos.

A literatura recente pede esse mesmo cuidado. Um estudo de Guilherme Luiz Susteras e coautores, publicado em janeiro de 2026, comparou estratégias de instalação de baterias distribuídas no Brasil e encontrou diferenças entre os benefícios para o sistema e os incentivos privados criados por preços e tarifas. O resultado depende da forma de operação e do local dos equipamentos, e não autoriza dizer que qualquer bateria eliminará uma parcela determinada dos cortes. ^[12]

Potência, flexibilidade e localização: três valores diferentes

Duas baterias com a mesma potência nominal e a mesma duração podem valer coisas diferentes para o SIN. Uma pode ficar perto de um centro de consumo com restrição de suprimento. Outra, numa região que já tem geração demais na hora da recarga. Mesmo conectadas, as duas não terão necessariamente o mesmo efeito sobre a operação, o congestionamento e as perdas.

No leilão de reserva de capacidade de armazenamento (LRCAP Armazenamento 2026), a EPE divulgou a memória de cálculo da metodologia locacional, e o ONS fez uma análise preliminar da margem de escoamento. A combinação das duas aponta os pontos da rede com benefício para o sistema e margem para conexão. A nota técnica de capacidade remanescente, cuja revisão 1, datada de 23 de outubro, foi divulgada em 26 de outubro, quantifica as margens dos barramentos candidatos, com informações sobre disponibilidade física e capacidade de interrupção de curto-circuito. ^[13][14]

É preciso distinguir três conceitos: a margem técnica de conexão, a capacidade de prestar determinado serviço e o valor econômico marginal desse serviço para o sistema. Um barramento com margem disponível não demonstra, só por isso, que contratar nova potência ali seria eficiente.

A nota técnica de requisitos mínimos, revisada em 22 de outubro, também fixa parâmetros para supervisão, proteção e conversores, entre eles controle de tensão, controle de frequência e operação do tipo grid-forming. Essas características podem ampliar a contribuição do armazenamento à operação da rede, mas a remuneração depende das obrigações e dos mecanismos aplicáveis. ^[15]

A comparação de alternativas deve incluir, conforme o problema identificado, as hidrelétricas existentes, a modernização e a ampliação hidráulica, as usinas reversíveis, as termelétricas, a transmissão, o controle da rede e a resposta da demanda. Reduzir o consumo numa hora crítica pode prestar ao sistema um serviço parecido, em parte, com o de aumentar a geração, embora efeitos, duração e custos sejam diferentes. A lei brasileira já prevê um mecanismo competitivo de geração e de resposta do consumo nos horários de maior demanda. O ONS, por sua vez, concluiu em agosto de 2026 a contratação de 344 MW de resposta da demanda por disponibilidade, no terceiro mecanismo competitivo desse tipo. Os 344 MW são a potência do produto contratado. Não provam que a resposta da demanda substitui por inteiro uma usina ou uma bateria. ^[16][17]

O critério não é escolher de antemão uma tecnologia vencedora. É identificar os requisitos reais e deixar que as soluções tecnicamente adequadas disputem a entrega, respeitando as restrições de cada caso.

Quem deve pagar, afinal?

O debate econômico precisa começar por uma distinção jurídica. Na redação em vigor do § 6º do art. 3º-A da Lei nº 10.848/2004, incluído pela Lei nº 15.269/2025, os custos da reserva de capacidade contratada por meio de baterias são rateados apenas entre os geradores de energia, na forma da regulamentação da ANEEL. O mesmo artigo traz regras mais gerais para a reserva de capacidade e prevê, no § 5º, critérios que levem em conta a contribuição do perfil de carga dos usuários para a necessidade de contratação. ^[16]

Em 27 de outubro de 2026, a ANEEL informou que os editais de armazenamento seguem a regra de custeio pelos geradores. Já o Projeto de Lei nº 3.716/2026 propõe revogar o dispositivo específico das baterias. Até 5 de novembro de 2026, o projeto continuava em tramitação na Câmara dos Deputados, em regime de urgência. Projeto de lei não é lei em vigor. ^[2][16][18]

Essa controvérsia leva a três perguntas diferentes. A primeira é quem paga formalmente: geradores ou consumidores, na proporção e pelo mecanismo que a lei determina. A segunda é quem arca com o custo na prática: dependendo dos contratos, da concorrência e das decisões futuras de investimento, um encargo pago de início pelos geradores pode chegar aos preços de energia e aos custos de contratação ao longo do tempo. A terceira é quem provocou a necessidade adicional de capacidade, uma questão de causalidade econômica que não se resolve só olhando quem recebe a cobrança.

Atribuir custos a um grupo de agentes pode ser coerente com o princípio da causalidade. Mas não basta apontar que uma fonte vende energia sem oferecer a mesma potência em qualquer hora. A contribuição das fontes variáveis para a confiabilidade precisa ser medida. E a necessidade de reserva também depende do crescimento e do formato da carga, das indisponibilidades, da hidrologia, da saída de usinas, das interligações e do padrão de risco escolhido.

Também não dá para concluir que os consumidores estarão necessariamente pagando duas vezes só porque contribuem para a energia e para a capacidade. São produtos diferentes. A duplicidade econômica tem de ser demonstrada a partir dos contratos, das obrigações e dos benefícios de fato remunerados, e não presumida. Isso não impede que um mecanismo mal desenhado gere cobranças excessivas ou transferências sem justificativa.

Há aqui uma tensão regulatória importante. Socializar todo o custo pode enfraquecer os sinais para quem toma decisões que o aumentam. Concentrá-lo em agentes que não controlam nem conseguem precificar bem o risco também pode encarecer investimentos úteis ou reduzir a competição. O desenho precisa pesar causalidade, capacidade de influência, previsibilidade e compromissos assumidos de forma legítima.

Como testar a causalidade antes de dividir a conta

A melhor forma de transformar o princípio da causalidade numa regra verificável é comparar cenários contrafactuais. Por exemplo: qual seria a necessidade de potência e o custo total de atender ao sistema se determinada expansão de geração, de demanda ou de transmissão não tivesse acontecido, mantido o mesmo padrão de confiabilidade?

O exercício exige mais que tirar uma usina de uma planilha. Em cada cenário, o sistema precisa poder escolher alternativas coerentes de expansão e de operação, respeitando a hidrologia, os limites de transmissão, os riscos de indisponibilidade e padrões equivalentes de suprimento. Do contrário, atribuímos a um agente o custo de um sistema artificialmente impedido de se adaptar.

Uma expressão conceitual é a diferença entre o custo do sistema com a mudança e o custo do sistema de referência:

Essa diferença inclui, quando for o caso, custos de investimento, de operação, de rede, de flexibilidade e efeitos sobre a confiabilidade. Não é uma fórmula oficial de rateio nem um valor que um gerador deva automaticamente. Os benefícios da energia produzida, os contratos vigentes e os efeitos sobre outros agentes também entram na conta.

A avaliação social acrescenta outra pergunta: em comparação com a alternativa de referência, qual solução dá o maior benefício líquido ao longo da vida útil? Numa forma simplificada, é o valor presente líquido social (VPL social):

Nessa expressão, B são os benefícios sociais adicionais, C os custos adicionais, r a taxa de desconto e T o horizonte da análise. Entram custos de contratação e de operação, confiabilidade, cortes evitados quando houver, perdas, impactos ambientais e outros efeitos mensuráveis. Serviços compartilhados devem ser avaliados sem contar duas vezes os mesmos benefícios. ^[19]

Um projeto pode ser atraente financeiramente para o dono e dar pouco benefício ao sistema. Outro pode prestar um serviço importante à rede sem receber, no desenho atual de preços e encargos, uma remuneração privada suficiente. Identificar essa diferença faz parte do trabalho do regulador. ^[12]

O que considero uma resposta regulatória consistente

Na minha leitura, o setor elétrico brasileiro já tem tecnologia e conhecimento técnico para tratar essas questões com mais precisão do que permite uma disputa genérica entre quem gera e quem consome. O desafio é alinhar planejamento, produtos contratados, sinais econômicos e avaliação posterior dos resultados.

A melhora dos reservatórios é boa notícia, mas uma condição hidrológica favorável não elimina o risco de anos secos, de indisponibilidades ou de restrições locais. As baterias oferecem atributos úteis, mas o valor delas não pode ser presumido sem comparar duração, localização, recarga e alternativas. O curtailment revela dificuldade de coordenação entre oferta e demanda. Não prova, sozinho, que toda a capacidade existente esteja sobrando de forma permanente, nem que seja preciso contratar armazenamento em qualquer quantidade.

Considero essencial exigir três demonstrações antes de decisões estruturais: qual requisito físico precisa ser atendido, qual alternativa o atende com o menor custo social e qual regra de custeio preserva incentivos eficientes sem desrespeitar compromissos assumidos. Talvez o debate esteja concentrado na terceira pergunta antes de resolver direito as duas primeiras.

A conclusão econômica não é que os custos devam recair sempre sobre os geradores ou sempre sobre os consumidores. É que atribuir custos sem medir causalidade pode gerar incentivos errados, enquanto contratar recursos sem testar o benefício marginal pode encarecer a própria segurança que se busca.

A transição energética vai exigir energia, potência e flexibilidade em combinações que mudam ao longo do tempo. Uma boa regulação deve reconhecer e remunerar esses atributos pelo valor que realmente entregam ao sistema e à sociedade.

Nota metodológica

Os dados das figuras 1 e 2 vêm do conjunto Balanço de Energia por Subsistema do ONS ^[3]. Foi usada a linha agregada do SIN, para não contar duas vezes a mesma carga e a mesma geração, e a potência média horária foi convertida de MW para GW. A carga residual foi definida só para este artigo, como a carga menos a geração eólica e solar contabilizada no balanço, que pode incluir estimativas de micro e minigeração distribuída (MMGD). Ela não é a série oficial de carga líquida supervisionada do ONS.

Na comparação entre outubro de 2025 e outubro de 2026, foram usados 31 dias completos de cada ano, com 24 intervalos horários por dia. O indicador diário da figura 2 é a carga residual da hora iniciada às 19h menos a da hora iniciada às 12h. A média desses 31 valores é de 30,28 GW em 2025 e de 38,39 GW em 2026. O resultado mede a mudança da carga residual entre dois horários fixos. Não é potência não suprida, taxa máxima de rampa, déficit de capacidade nem estimativa do efeito causal de uma tecnologia. As séries podem ser revistas pelo ONS e sofrer mudanças metodológicas.

A figura 3 usa o conjunto Energia Armazenada Diária por Subsistema ^[11], com os percentuais verificados em 15/10/2025 e 15/10/2026. O indicador é o estoque de energia agregado em relação ao máximo de referência de cada subsistema. Como esse máximo e as condições de operação podem mudar, a variação do percentual não deve ser lida como variação proporcional idêntica do volume físico de água. Não foram calculados potência firme, ELCC, balanço de garantia de suprimento, otimização hidrotérmica, valor em reais de encargos nem efeito causal dos leilões.

A análise jurídica retrata os atos e a tramitação documentados até 5 de novembro de 2026. O artigo não recomenda resultado para leilões, projetos de lei ou processos administrativos em andamento. As afirmações centrais se apoiam em fontes primárias e em literatura especializada.

Independência editorial

Embora eu seja servidor da ANEEL, não participei internamente de nenhum dos processos discutidos neste artigo, entre eles a aprovação dos editais de armazenamento. Esta análise usa documentos oficiais, estudos acadêmicos e dados públicos. As interpretações e conclusões são pessoais e não representam posição institucional da ANEEL nem de qualquer dos órgãos e instituições citados. O objetivo é discutir critérios econômicos e regulatórios gerais, sem antecipar julgamento sobre processos em andamento.

Referências

1. MME. Alexandre Silveira articula maior leilão de geração da história com economia de R$ 33 bilhões ao consumidor. 18 mar. 2026. Resultado do Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência (LRCAP) de 2026, com a contratação de 19 GW de potência. Disponível em: https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/noticias/2023-2026/alexandre-silveira-articula-maior-leilao-de-geracao-da-historia-com-economia-de-r-33-bilhoes-ao-consumidor. Acesso em: 5 nov. 2026.
2. ANEEL. Editais nº 05/2026 e nº 06/2026 dos leilões de armazenamento de energia são aprovados pela ANEEL. 27 out. 2026. Disponível em: https://www.gov.br/aneel/pt-br/assuntos/noticias/2026/editais-no-05-2026-e-no-06-2026-dos-leiloes-de-armazenamento-de-energia-sao-aprovados-pela-aneel. Acesso em: 5 nov. 2026.
3. ONS. Balanço de Energia por Subsistema. Série horária verificada. Portal de Dados Abertos. Consultas sobre 18/10/2026 e sobre todos os dias de outubro de 2025 e de 2026, realizadas em 05/11/2026. Disponível em: https://dados.ons.org.br/dataset/balanco-energia-subsistema.
4. NORTH AMERICAN ELECTRIC RELIABILITY CORPORATION (NERC). Evaluating Resource Contributions for Reliability and Capacity Supply. Relatório da equipe técnica, com as discussões de uma oficina realizada em 5 e 6 jun. 2025. Set. 2025. Ver especialmente as pp. iv a vi e o capítulo 1, sobre crédito de capacidade, ELCC, restrições temporais e geográficas e métodos probabilísticos. Disponível em: https://www.nerc.com/globalassets/our-work/reports/special-reports/elcc_report._september_2025.pdf. Acesso em: 5 nov. 2026.
5. EPE. Critério de Garantia de Suprimento. Nota institucional sobre a Resolução CNPE nº 29/2019 e a Portaria MME nº 59/2020, com as métricas de energia e de potência CVaR(CMO), CVaR(ENS), LOLP e CVaR(PNS). Disponível em: https://www.epe.gov.br/pt/areas-de-atuacao/energia-eletrica/modernizacao-do-setor-eletrico/criterio-de-garantia-de-suprimento. Acesso em: 5 nov. 2026.
6. MACHADO, Renato Haddad Simões; REGO, Erik Eduardo. A two-dimensional adequacy mechanism for electricity markets with a high share of variable renewable sources to stimulate efficient investment and ensure reliability. Energy Policy, v. 214, art. 115211, mar. 2026. DOI: https://doi.org/10.1016/j.enpol.2026.115211. Conteúdo descrito conforme o resumo publicado.
7. LEONEL, Laís Domingues; BALAN, Mateus Henrique; REGO, Erik Eduardo; RAMOS, Dorel Soares. Assessing emerging flexibility challenges in the Brazilian interconnected system: Insights from international market experience. The Electricity Journal, v. 39, art. 107554, jun. 2026. DOI: https://doi.org/10.1016/j.tej.2026.107554.
8. EPE. EPE publica metodologia para cálculo do preço-teto dos leilões de armazenamento de energia. 19 out. 2026. Disponível em: https://www.epe.gov.br/pt/imprensa/noticias/epe-publica-metodologia-para-calculo-do-preco-teto-dos-leiloes-de-armazenamento-de-energia. Acesso em: 5 nov. 2026.
9. EPE. Metodologia para definição das premissas e dos parâmetros do Custo Marginal de Referência (CMR): LRCAP Armazenamento 2026. Nota Técnica EPE-DEE-RE-081/2026, emitida em 12 ago. 2026 e revisada em 14 out. 2026. Disponível em: https://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-976/NT%20Metodologia%20Para%CC%82metros%20e%20Premissas%20CMR%20r3.pdf. Acesso em: 5 nov. 2026.
10. BRANDÃO, Simone Quaresma; REGO, Erik Eduardo; VITORINO, Roney Nakano. Operational Flexibility of Hydropower Plants for Renewable Integration: Balancing Energy and Capacity Supply with Environmental and Water Use Constraints. Hydropower, v. 1, n. 3, art. 9, 27 set. 2026. DOI: https://doi.org/10.3390/hydropower1030009.
11. ONS. Energia Armazenada Diária por Subsistema. Portal de Dados Abertos. Observações de 15/10/2025 e 15/10/2026, consultadas em 05/11/2026. Disponível em: https://dados.ons.org.br/dataset/ear-diario-por-subsistema.
12. SUSTERAS, Guilherme Luiz; MESCHINI ALMEIDA, Carlos Frederico; SALLES, Mauricio Barbosa de Camargo. Storage at the edge: Distributed BESS as a technical and regulatory solution for Brazil’s energy transition. Energy Policy, v. 211, art. 115112, jan. 2026. DOI: https://doi.org/10.1016/j.enpol.2026.115112.
13. EPE. EPE publica memória de cálculo da metodologia locacional aplicada ao LRCAP Armazenamento 2026. 26 jun. 2026. Disponível em: https://www.epe.gov.br/pt/imprensa/noticias/epe-publica-memoria-de-calculo-da-metodologia-locacional-aplicada-ao-lrcap-armazenamento-2026. Acesso em: 5 nov. 2026.
14. ONS; EPE; ANEEL. NT-ONS DPL 0095/2026, revisão 1: quantitativos da capacidade remanescente do SIN para conexão de novos sistemas de armazenamento. Revisão 1 datada de 23 out. 2026 e divulgada em 26 out. 2026. Disponível em: https://www.epe.gov.br/pt/imprensa/noticias/epe-ons-e-aneel-revisam-nota-tecnica-com-os-quantitativos-da-capacidade-remanescente-para-conexao-de-novos-sistemas-de-armazenamento-no-lrcap-2026. Acesso em: 5 nov. 2026.
15. EPE; ONS. Requisitos técnicos mínimos para o LRCAP Armazenamento 2026. Revisão da NT-ONS DPL 0111/2025 / EPE-DEE-NT-095/2025, publicada em 22 out. 2026. Disponível em: https://www.epe.gov.br/pt/imprensa/noticias/epe-e-ons-revisam-nota-tecnica-com-os-requisitos-minimos-para-o-leilao-de-reserva-de-capacidade-lrcap-de-armazenamento-de-2026. Acesso em: 5 nov. 2026.
16. BRASIL. Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004. Texto consolidado da Câmara dos Deputados, em especial o art. 3º-A, §§ 3º, 5º e 6º, e o art. 3º-E, com as alterações da Lei nº 15.269, de 24 de novembro de 2025. Disponível em: https://www2.camara.leg.br/legin/fed/lei/2004/lei-10848-15-marco-2004-531234-normaatualizada-pl.html. Acesso em: 5 nov. 2026.
17. ONS. Programa de Resposta da Demanda. Informações institucionais e notícias do mecanismo competitivo de 2026, entre elas a conclusão da contratação de 344 MW no 3º Mecanismo de Resposta da Demanda por Disponibilidade, em 6 ago. 2026. Disponível em: https://www.ons.org.br/paginas/energia-amanha/resposta-da-demanda. Acesso em: 5 nov. 2026.
18. CÂMARA DOS DEPUTADOS. Projeto de Lei nº 3.716/2026. Ficha de tramitação. Disponível em: https://www.camara.leg.br/proposicoesWeb/fichadetramitacao?idProposicao=2639692. Acesso em: 5 nov. 2026.
19. HM TREASURY. The Green Book (2026): Central Government Guidance on Appraisal and Evaluation. Londres, 10 mar. 2026. Seções sobre análise custo-benefício social, desconto e net present social value. Disponível em: https://www.gov.uk/government/publications/the-green-book–2/the-green-book-2026. Acesso em: 5 nov. 2026.

As opiniões e análises expressas neste artigo são pessoais e não representam posições, decisões ou entendimentos institucionais da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).