ONS estima potencial de redução dos cortes de geração com a entrada de sistemas de armazenamento. Leilões de dezembro devem impulsionar investimentos em baterias, em um cenário de perdas que chegaram a R$ 6,5 bilhões em 2025.
Os sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) podem reduzir entre 40% e 50% os cortes obrigatórios de geração eólica e solar no Brasil, conforme estimativa do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). O potencial depende dos resultados dos leilões de reserva de capacidade previstos para dezembro de 2026 e da efetiva implantação dos projetos contratados.
A perspectiva ganha relevância diante do avanço do curtailment no País. Em 2025, as restrições à geração renovável provocaram perdas estimadas em R$ 6,5 bilhões, de acordo com levantamento da Volt Robotics. Aproximadamente 20% da energia potencial das usinas solares e eólicas não foi aproveitada, o equivalente a 4.021 MW médios.
O problema continuou em 2026. Dados do ONS compilados pela STEMIS apontam que os cortes de geração eólica e solar somaram 29,3 TWh entre janeiro e setembro, volume 16,3% superior ao registrado no mesmo intervalo de 2025. As restrições corresponderam a 21,6% da geração de referência das usinas analisadas, sendo que cerca de 69% decorreram do excesso de oferta em relação à capacidade de absorção do sistema.
A ampliação do armazenamento surge, nesse contexto, como alternativa para aproveitar parte da energia que atualmente deixa de ser produzida ou entregue ao sistema. Além de contribuir para a flexibilidade operativa, a tecnologia começa a ganhar peso na avaliação econômica de novos empreendimentos renováveis.
Excesso de oferta amplia cortes na geração solar e eólica
Os indicadores de agosto de 2026 reforçam a pressão sobre os geradores. Levantamento da FSET aponta que os cortes alcançaram 26,6% da geração de referência das usinas eólicas e 32,8% das solares, os maiores percentuais registrados naquele ano até então.
A recorrência das restrições afeta o fluxo de caixa dos empreendimentos, especialmente daqueles cuja remuneração depende da energia efetivamente disponibilizada ou entregue. O impacto também altera a percepção de risco dos investidores e as premissas utilizadas na estruturação financeira dos projetos.
Para Gustavo Sozzi, CEO da Lux Energia, o setor passa a enfrentar um desafio diferente daquele que marcou a expansão da matriz renovável: aproveitar a capacidade de geração já instalada: “Durante muito tempo, o principal desafio do setor era ampliar a capacidade de geração. Agora, estamos diante de uma situação em que há energia disponível, mas nem sempre conseguimos aproveitá-la. Para o gerador, isso significa perder receita sobre um investimento que já foi realizado. O armazenamento começa a mudar essa equação porque cria a possibilidade de aproveitar parte da produção que seria cortada e disponibilizá-la em outro momento.”
Baterias deslocam energia entre períodos de oferta e demanda
Os sistemas BESS permitem armazenar eletricidade nos períodos de maior geração e menor consumo e devolvê-la à rede quando a demanda aumenta ou a disponibilidade de energia renovável diminui. Em usinas solares, por exemplo, a tecnologia pode absorver excedentes durante as horas de maior insolação e disponibilizá-los no início da noite, quando a produção fotovoltaica recua.
O mecanismo pode reduzir restrições associadas ao excesso de oferta, mas sua efetividade depende das condições de conexão, da localização dos equipamentos e da capacidade de armazenamento instalada. Baterias não eliminam, por si só, limitações estruturais de transmissão ou congestionamentos em pontos específicos da rede.
A incorporação desses sistemas também altera a análise de viabilidade dos empreendimentos. Além do custo de geração e do preço de venda da energia, os investidores passam a considerar o histórico de curtailment, a possibilidade de recuperação da produção, o investimento em armazenamento e as receitas potenciais pela disponibilidade de potência e prestação de serviços ao sistema.
Sozzi ressalta que a escolha da capacidade dos equipamentos precisa estar associada às características operacionais e comerciais de cada projeto: “O armazenamento não pode ser analisado apenas como uma solução tecnológica. É uma decisão econômica que precisa considerar quanto de energia está sendo perdida, quanto desse volume pode ser recuperado e qual será a remuneração obtida. Uma bateria mal dimensionada pode aumentar o investimento sem trazer o retorno esperado. Por isso, o histórico de cortes e a estratégia comercial precisam fazer parte da análise desde o início.”
Leilões de dezembro registram 296,8 GW em projetos cadastrados
O interesse dos investidores em armazenamento ganhou dimensão nos preparativos para os primeiros leilões brasileiros voltados à contratação de baterias de grande porte. Segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), foram cadastrados 6.091 projetos, com potência total de 296.807 MW.
O volume representa manifestações de interesse do mercado e não significa que todos os empreendimentos serão habilitados ou contratados. Ainda assim, a quantidade de projetos evidencia a expectativa de expansão dessa tecnologia no sistema elétrico brasileiro. Os leilões estão previstos para 2 e 4 de dezembro de 2026. Uma das disputas será direcionada a sistemas de fabricação nacional, enquanto a outra contemplará os demais projetos elegíveis.
Os contratos terão duração de 15 anos, com início de suprimento previsto para agosto de 2028. Entre os requisitos técnicos estabelecidos estão potência mínima de 30 MW, capacidade de fornecimento por quatro horas e disponibilidade para atendimento aos comandos operacionais do ONS.
A contratação poderá criar uma nova frente de investimentos em infraestrutura de flexibilidade, permitindo incorporar capacidade de armazenamento ao planejamento da operação elétrica. Para os geradores renováveis, a perspectiva também abre possibilidades de integração entre usinas e sistemas de baterias.
Regras para curtailment e armazenamento avançam na ANEEL
O avanço dos BESS ocorre em paralelo à discussão regulatória sobre a distribuição dos cortes de geração e o custeio dos sistemas de armazenamento.
Em 6 de outubro, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou novas regras para organizar os cortes obrigatórios, estabelecendo critérios de distribuição das restrições entre diferentes fontes. A regulamentação prevê a participação progressiva da geração hidrelétrica nos cortes motivados por sobreoferta, com o objetivo de ampliar a previsibilidade da operação.
No dia seguinte, a agência abriu consulta pública sobre o custeio dos sistemas de armazenamento contratados como reserva de capacidade. A discussão inclui a metodologia de rateio dos encargos entre os agentes do setor, tema relevante para a definição da remuneração e da alocação dos custos dos empreendimentos.
A definição dessas regras será importante para a estruturação econômica dos projetos, sobretudo porque a viabilidade do armazenamento depende de receitas previsíveis e de critérios claros para a utilização dos equipamentos pelo operador. Outro fator favorável é a redução dos custos da tecnologia. De acordo com a Agência Internacional de Energia (IEA), os preços médios globais dos sistemas de armazenamento em baterias recuaram, em 2025, para aproximadamente um terço do nível registrado em 2020.
A queda amplia a competitividade dos BESS, mas não elimina os desafios de financiamento. Custos de conexão, manutenção, degradação das baterias e incertezas sobre receitas futuras continuam influenciando o retorno dos investimentos.
Armazenamento passa a integrar a avaliação de risco dos projetos
A incorporação das baterias ao planejamento energético amplia os critérios utilizados para avaliar a competitividade da geração renovável. A análise deixa de considerar apenas o custo de produção e o preço contratado e passa a incluir a capacidade de entregar energia nos períodos em que o sistema necessita dela.
Na avaliação de Sozzi, essa mudança representa uma nova variável para as decisões de investimento e comercialização: “Estamos começando a incorporar uma nova variável ao planejamento energético. Não basta avaliar quanto uma usina consegue produzir ou quanto uma empresa paga pelo megawatt-hora. Será cada vez mais importante entender quando essa energia estará disponível, se haverá capacidade para utilizá-la e qual é o custo de perder essa oportunidade. O armazenamento entra justamente nessa discussão sobre previsibilidade e gestão de riscos.”
Apesar do potencial de redução de até 50% nos cortes, a expansão dos sistemas de armazenamento não substitui investimentos em transmissão, modernização da rede e aperfeiçoamento das regras operacionais. O resultado dependerá da distribuição geográfica dos equipamentos, de sua capacidade de absorver excedentes e das condições de operação do sistema.
Para o mercado, a mudança mais relevante é a incorporação da flexibilidade como componente econômico dos empreendimentos. Em um cenário de expansão renovável e restrições crescentes à geração, a capacidade de armazenar e entregar energia em diferentes horários tende a ganhar importância na avaliação da rentabilidade dos ativos.
