O Brasil não perde a oportunidade de perder uma oportunidade. O surrado aforismo se aplica, sob medida, à letargia da Aneel em aprovar o marco regulatório do armazenamento de energia. A demora está travando um mercado com potencial de investimentos de R$ 50 bilhões até 2030, segundo as estimativas mais modestas. Nos bastidores, grandes players do setor como Engie e Axia (Ex-Eletrobras) já ameaçam engavetar projetos. O pedido de vista do processo, formalizado pelo diretor da Aneel Willamy Frota no último dia 7, reflete o impasse que se arrasta dentro do próprio órgão regulador. O nó da discussão está a cobrança pelo uso da rede. Diferentemente de uma usina convencional, a bateria precisa acessar o sistema em dois momentos distintos: quando carrega, absorvendo energia — muitas vezes em horários de sobra de geração renovável — e quando descarrega, devolvendo essa energia nos períodos de maior demanda. A dúvida é se o ativo deve pagar tarifa em apenas uma dessas etapas ou se na duas pontas, ou seja, na “ida” e na “volta”. Nessa segunda hipótese, da dupla tarifação, ele passaria a ser enquadrado simultaneamente como consumidor e gerador, arcando com encargos em duplicidade que podem representar 20% a 40% da receita do projeto, segundo agentes do setor. Esse é o “X” da questão, um ponto decisivo no cálculo de viabilidade dos investimentos. O voto-vista do diretor Fernando Mosna propôs que a tarifa de uso da rede por sistemas seja cobrada apenas na fase de descarregamento das baterias, evitando a dupla tarifação. No entanto o que pensam os demais integrantes da Aneel ainda é um enigma. Procurada pelo RR, a agência não se pronunciou.

O marco regulatório já nascerá atrasado. Só para não variar, o Brasil está a algumas léguas dos mercados mais avançados, que já tratam o armazenamento como peça central da transição energética. Enquanto países como Estados Unidos e membros da União Europeia estruturam modelos claros de remuneração — combinando arbitragem, serviços ancilares e pagamentos por capacidade — e já contam com dezenas de gigawatts instalados, o Brasil ainda discute se deve ou não cobrar pelo uso da rede nas duas pontas. 

Na prática, o que está em jogo é a trata-se da criação de um novo mercado no setor elétrico no país. Como de hábito, o setor privado corre em velocidade digital, enquanto o Estado funciona de forma analógica. A CPFL Energia já desembolsou mais de R$ 50 milhões em projetos-piloto, testando aplicações de baterias em redes de distribuição e em integração com geração distribuída. Do lado industrial, a WEG está investindo cerca de R$ 280 milhões na construção de uma fábrica de sistemas de armazenamento com capacidade de até 2 GWh por ano, posicionando-se como fornecedora nacional em um mercado ainda nascente. Companhias como Engie, Axia, EDP, Neoenergia e AES Brasil também vêm avaliando projetos de baterias associados a seus parques renováveis, principalmente como forma de mitigar perdas por curtailment — um problema que já impacta diretamente a rentabilidade de ativos eólicos e solares no Nordeste. Paralelamente, fabricantes globais como Tesla, CATL, Huawei, BYD e Sungrow também aguardam a decisão da Aneel.