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Por Vinicius Gibrail, Diretor da Divisão de Produtos Solares e Comerciais da TÜV Rheinland na América do Sul

O Brasil vem experimentando um crescimento impressionante em energia solar – e com isso surgem novos desafios. Somente em 2024, foram instalados 14,3 GW de capacidade solar fotovoltaica, um recorde histórico que elevou a matriz solar acumulada para 52,2 GW no início de 2025. Essa rápida expansão colocou o país entre os maiores mercados solares do mundo. Porém, junto da euforia dos números, surgiu uma preocupação: cerca de 20% de toda energia solar e eólica disponível em 2025 foi desperdiçada por falta de aproveitamento, levando a perdas econômicas estimadas em R$ 6,5 bilhões. Em pelo menos 16 dias de 2025 o Operador Nacional do Sistema (ONS) precisou intervir para cortar geração renovável devido à sobrecarga de oferta, situação oposta à escassez e praticamente inexistente até então.

Esses dados acendem um alerta claro: com tanta energia solar entrando na rede, armazenar eletricidade deixou de ser um luxo tecnológico para se tornar uma necessidade estratégica. Os sistemas de armazenamento em baterias (BESS, do inglês Battery Energy Storage Systems) passam a ser vistos como componentes essenciais para garantir estabilidade, previsibilidade e otimização econômica nos projetos solares brasileiros.

Conformidade regulatória

O respaldo regulatório também reflete essa virada de chave. No final de 2025, a conversão da MP 1.304 na Lei 15.269/2025 marcou um ponto de inflexão na modernização do setor elétrico. Além de abrir caminho para a ampliação do mercado livre e tratar da modicidade tarifária, essa lei reconheceu oficialmente o armazenamento em baterias como parte da infraestrutura estratégica do sistema elétrico nacional.  

Isso significa que o BESS deixou de ser apenas uma tendência tecnológica para se tornar um ativo regulado, com impacto direto em custos, riscos e sustentabilidade do setor elétrico. A nova lei inseriu o armazenamento no escopo da ANEEL, pavimentando a criação de normas específicas, e reforçou o papel das baterias no suporte à rede e à integração de renováveis.  

A norma também estabeleceu condições para que serviços prestados pelos BESS possam ser remunerados, algo a ser detalhado em regulação infralegal. Houve ainda menção a possíveis incentivos fiscais e tributários para equipamentos de armazenamento, reduzindo barreiras de investimento.  

Do ponto de vista operacional, o ONS também endossa a entrada massiva de baterias. Este ano, o governo federal planeja o primeiro leilão específico para baterias. O Ministério de Minas e Energia anunciou diretrizes para um Leilão de Reserva de Capacidade que contratará sistemas de armazenamento com entrega de potência por até 4 horas diárias e contratos de 10 anos. A expectativa é realizar o certame em 2026, incorporando alguns hundreds de MW em baterias ao Sistema Interligado Nacional, reforçando a garantia de suprimento nos horários de pico. Trata-se de mais um sinal de que o armazenamento não é mais coadjuvante, mas sim protagonista na expansão planejada do setor elétrico brasileiro.

Estratégias para o equilíbrio do sistema

Tecnicamente, por que as baterias se tornaram indispensáveis nos projetos solares? A resposta começa pela intermitência. A geração fotovoltaica é abundante ao meio-dia e praticamente nula à noite – um descompasso natural em relação ao perfil de consumo, que costuma atingir picos no final da tarde e início da noite.  

Sem um meio de realocar energia no tempo, o sistema elétrico fica desequilibrado: sobram megawatts em algumas horas e faltam em outras. Em 2025 esse desequilíbrio ficou evidente. O ONS, ao mesmo tempo em que registrava vertimento de energia em horários de carga leve, precisou acionar termelétricas adicionais no horário de ponta para garantir o atendimento noturno.  

Essa situação paradoxal – desligar renováveis ao meio-dia e ligar térmicas fósseis à noite – é ineficiente e onerosa. O relatório da Volt Robotics sobre curtailment indicou que entre agosto e outubro de 2025 ocorreram os maiores cortes já vistos de fonte solar e eólica, por limitações operativas para segurar a confiabilidade e restrições de transmissão, especialmente aos domingos de manhã, quando a demanda despenca e a geração solar continua alta.  

É aqui que o BESS mostra seu valor estratégico: funcionando como um “pulmão” do sistema elétrico, ele armazena energia nos momentos de baixa demanda ou preço baixo e devolve essa energia nos horários de pico. Com baterias acopladas a usinas solares ou espalhadas pela rede, aquela sobra de eletricidade no meio do dia pode ser guardada e usada mais tarde, eliminando ou reduzindo a necessidade de desligar painéis solares (curtailment) e diminuindo o despacho de usinas caras no pico.  

Além disso, os BESS conseguem responder em frações de segundo a oscilações de frequência e tensão, atuando como um estabilizador instantâneo que complementa os recursos tradicionais. Em termos de previsibilidade, integrar armazenamento significa que um parque solar pode se tornar uma fonte controlável: entregando potência mesmo após o pôr do sol ou sustentando a saída durante a passagem de nuvens, por exemplo.  

A viabilidade técnica dos sistemas de baterias avançou rapidamente nos últimos anos. O custo médio de baterias de íon-lítio caiu para cerca de US$ 108/kWh em 2025, uma redução de 93% em relação a 2010, impulsionada principalmente pela adoção massiva da química LFP (fosfato de ferro-lítio). Esse barateamento, aliado à evolução de inversores híbridos e sistemas de gerenciamento de energia (EMS), facilita a integração do BESS tanto em grandes usinas quanto em instalações comerciais e residenciais. Hoje já existem dezenas de projetos-piloto e instalações comerciais de baterias operando no país, comprovando desempenho e ajudando a refinar requisitos de conexão e operação.  

No campo econômico, os argumentos a favor do BESS também se tornaram mais sólidos. Se no passado a adição de baterias a um projeto solar era vista como um custo difícil de justificar, hoje o cálculo começa a se inverter. Estudos de viabilidade já mostram que, em certos casos, o investimento em armazenamento se paga em poucos anos.  

De acordo com projeções da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) citadas pelo mercado, considerando um custo atual em torno de R$ 3.000 por kWh armazenado, o payback de sistemas de geração distribuída com baterias gira em torno de cinco a seis anos. Se os custos caírem para a faixa de R$ 2.000/kWh – algo plausível num futuro próximo –, esse retorno pode cair para cerca de 4 anos, e em projetos muito favoráveis chega a apenas dois anos.  

No mercado livre de energia (ACL), a presença de baterias tende a ser ainda mais transformadora. Como os preços horário do megawatt variam, um consumidor livre equipado com BESS pode aproveitar energia nos momentos mais baratos, armazená-la e utilizá-la quando a tarifa ou o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) está alta.  

Essa arbitragem intradiária reduz a exposição à volatilidade de preços e funciona, na prática, como um hedge físico no portfólio de energia da empresa. Em vez de comprar energia cara no pico, o consumidor se abastece da própria bateria, achatando sua curva de carga e evitando picos de demanda que encarecem contratos. Para grandes consumidores, isso significa economia significativa e também maior previsibilidade de custos ao longo do ano.  

Mais do que um sistema de apoio, o BESS tornou-se sinônimo de estabilidade e eficiência para a matriz solar: é ele que garante que os próximos gigawatts solares instalados serão plenamente utilizados, no momento certo e da forma mais útil ao sistema.  

A discussão já não é se os projetos devem incluir armazenamento, mas sim como e quando fazê-lo da maneira mais otimizada. Em um setor elétrico que busca ao mesmo tempo expandir renováveis, manter a confiabilidade e baixar custos, as baterias deixaram de ser opcionais. Pelos sinais do mercado, essa tecnologia deve se tornar tão onipresente quanto os próprios painéis solares – assegurando que o sol do Brasil brilhe também à noite, de forma estável e lucrativa, para todos os envolvidos.

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