Os resultados dos leilões de reserva de capacidade (LRCap) de março e a atualização da lista de projetos de geração em construção, com a exclusão de outorgas revogadas e contratos de uso da rede rescindidos, levaram o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) a revisarem a avaliação dos pontos da rede aptos a receber incentivos para instalação de baterias para armazenamento de energia, na chamada “bonificação locacional”.

A lista bruta passou a ter 178 barramentos candidatos, mas 49 deles podem ficar fora do incentivo por não apresentarem margem de escoamento nas condições avaliadas.

O número considera uma avaliação mais abrangente feita pelo ONS e pela EPE, que combina o cenário principal do leilão com um segundo cenário operativo, marcado por menor despacho térmico e maior participação da geração eólica, principalmente em patamares noturnos. 

No cenário principal, apenas seis barramentos aparecem com margem de escoamento nula, todos no Rio Grande do Norte. Com a inclusão do segundo cenário, o total sobe para 49, o que indica restrições relevantes à operação das baterias em parte dos pontos inicialmente mapeados para bonificação.

Ao mesmo tempo, a análise com os dados atualizados após o LRCap de março e as revogações de outorgas resultou em um acréscimo de 21 barras na lista de candidatas à bonificação, com tensão entre 230 e 500 kV nos estados da Bahia, Ceará, Rio Grande do Norte, Piauí, Pernambuco e Minas Gerais. Com estes locais é que a lista chega aos 178 barramentos potenciais.

A análise preliminar, enviada ao Ministério de Minas e Energia (MME), concentra os projetos com pouca condição de escoamento principalmente em regiões com forte concentração de geração eólica, como o Rio Grande do Norte.

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O que é a bonificação locacional?

A bonificação locacional é um incentivo que busca direcionar os projetos de armazenamento para pontos do sistema elétrico considerados mais estratégicos para a operação do Sistema Interligado Nacional (SIN). 

Na prática, a EPE aplica uma metodologia para identificar subestações e barramentos onde as baterias poderiam trazer maiores benefícios ao sistema, como aliviar congestionamentos, reduzir cortes de geração renovável, aumentar a flexibilidade operativa e melhorar o atendimento da demanda. Esses pontos recebem um “sinal locacional” positivo, ou seja, podem ter uma vantagem competitiva no leilão.

Segundo o documento, houve uma reanálise das margens de escoamento após a atualização da base de dados, que passou a considerar usinas vencedoras dos leilões de capacidade realizados em março de 2026, além da exclusão de projetos revogados, com Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (Cust) rescindido ou com operação postergada para além de 2030. 

Cenários da avaliação 

A análise considerou dois cenários operativos. No primeiro, que é considerado o cenário principal, o ONS simulou uma condição de maior criticidade para atendimento da demanda de potência do Sistema Interligado Nacional (SIN), com foco no Nordeste. 

A modelagem considerou a disponibilidade de apenas 34% da potência das hidrelétricas da região, com vazão de 1.245 m³/s no Rio São Francisco; a geração eólica equivalente a 41% da capacidade; a geração solar zerada; as termelétricas despachadas em até 100%; e a rede de transmissão considerando obras previstas para os horizontes de 2028 e 2031.

Segundo o ONS, esse cenário representa condições mais severas de atendimento da ponta de carga do sistema e serviu como referência principal para avaliar a margem de escoamento dos barramentos candidatos à bonificação locacional no LRCap 2026 de baterias. A partir dessa análise, o operador concluiu preliminarmente que apenas seis barramentos apresentavam margem de escoamento nula já na condição de partida, todos localizados no Rio Grande do Norte.

No segundo cenário 2, o ONS avaliou uma situação operativa intermediária do SIN, marcada por menor despacho térmico e maior participação da geração eólica, principalmente durante a noite. O objetivo foi analisar como os sistemas de armazenamento por baterias poderiam atuar para absorver excedentes renováveis e dar flexibilidade ao sistema.

Nesse cenário, foram consideradas as seguintes premissas para o Nordeste: hidrelétricas operando com disponibilidade de 63% da potência, com vazão de 2.330 m³/s no Rio São Francisco; usinas eólicas no percentil 90 (P90) do fator de capacidade, com base no histórico entre 2022 e 2025; geração solar zerada; termelétricas despachadas por ordem de mérito, até CVU de R$ 920/MWh; e a configuração da transmissão incluindo todas as obras outorgadas até o horizonte de 2031.

Com essa configuração, o ONS identificou 49 barramentos com margem de escoamento nula. Segundo o operador, o cenário foi criado para antecipar restrições estruturais da rede em momentos de elevada geração renovável, especialmente eólica, o que poderia limitar a descarga das baterias e, consequentemente, sua capacidade de absorver excedentes de energia e reduzir cortes de geração. Este cenário considerou a configuração da rede de transmissão contemplando todas as obras já outorgadas.

O ONS destaca que os resultados revelam restrições estruturais da rede de transmissão, especialmente em condições de maior participação da geração renovável variável. De acordo com os órgãos, essas limitações podem comprometer os ciclos de descarga dos sistemas de armazenamento, reduzindo a capacidade das baterias de absorver excedentes de energia renovável e de prestar serviços operativos ao SIN.

Sem margem

O documento informa que a lista total encaminhada pela EPE contém 178 barramentos candidatos à bonificação locacional. 

Entre os estados mais afetados pelas restrições aparecem Rio Grande do Norte, Pernambuco e Paraíba, que somam 48 barramentos sem margem, de forma que há mais um barramento fora desse grupo: Pindaí II (69 kV), na Bahia.

No Rio Grande do Norte, foram classificados sem margem de escoamento 24 subestações: Monte Verde; João Câmara II e III; Ceará-Mirim II; Açu II e III; Jandaíra III; Currais Novos II; Lagoa Nova II; Touros; Mossoró II e IV; Caraúbas II; Paraíso; Natal II e III; Extremoz II; e Colônia Simplício, com tensões de 69 kV, 138 kV, 230 kV e 500 kV 

Em Pernambuco apareceram 16 subestações: Pau Ferro; Lagoa do Carro; Goianinha; Caetés II; Tacaimbó; Mirueira II; Arcoverde II; Mirueira; Ribeirão; Suape II e III; Jaboatão II; Pirapama II; Mata Norte; e Goianinha, com tensões de 69 kV, 230 kV e 500 kV.

Na Paraíba apareceram oito subestações: João Pessoa II; Campina Grande III e II-B; Pilões III; Santa Rita II; e Mussure II, com tensões de 230 kV e 500 kV.