Os Leilões de Reserva de Capacidade realizados em março geram dúvidas legítimas na sociedade. Foram contratados R$ 515 bilhões em encargos, a serem pagos até o ano de 2046, chegando a R$ 38 bilhões por ano, com aumento de até 10% das tarifas de energia. Isto para termos a disponibilidade de usinas existentes e novas, sendo 17 GW de termelétricas – a gás, óleo ou carvão – além de 2,5 GW de hidrelétricas.
As usinas novas receberão R$ 2,7 milhões por MW por ano para estarem disponíveis, somados de R$ 1.300/MWH de energia gerada, em média, além de representarem até 40 MtCO², segundo o IEMA.
Estes números exigem da sociedade uma revisão atenta das escolhas e geram uma dúvida: havia outro caminho mais econômico e eficiente para a segurança energética e o que podemos fazer daqui para frente? Os vencedores, com medo da pergunta, gritam que não, mas a resposta é sim.
O armazenamento em baterias pode atender o cerne do déficit de potência, a ponta noturna, a menos de R$ 1,25 milhão por MW por ano, menos da metade do custo de disponibilidade das térmicas novas, e custo zero pela energia gerada.
Os fundamentos técnicos do Leilão questionado, conforme recomendações da EPE, ONS e decisão do MME, frisaram que o déficit de potência – o risco de faltar geração em um momento – se concentra em eventos de curta duração, isto é, abaixo de 4 (quatro) horas – exatamente a faixa ótima de utilização do BESS.
Isto decorre da natureza da nossa matriz elétrica, com 39% de capacidade geração de fontes renováveis variáveis, como eólica e fotovoltaica. A potência instalada do sistema nacional supera a demanda máxima em mais de 100%, porém o crescimento do consumo ao cair da noite coincide com a saída da geração solar, gerando um pico de demanda com risco de atendimento por 1 a 4 horas, segundo estudo da EPE de 2023.
Em paralelo, há excesso de geração – especialmente próximo ao meio-dia – gerando cortes de geração renovável (curtailment) que superaram 20% da energia dessas fontes em 2025, equivalente a toda a energia entregue por Belo Monte neste período (4 GW médios).
Este corte não é mais suficiente para sincronizar geração e consumo. O Operador Nacional do Sistema (ONS) alerta para o risco de excesso de geração inflexível e perda de controle da rede. Em documentos, estima até 12 dias por ano em que o corte não será suficiente para igualar geração e demanda, semelhantes ao Dia dos Pais de 2025, em que 98,5% da geração flexível foi desligada. A falta de armazenamento também gera insegurança energética, além de custos mais altos.
Vale lembrar que as térmicas contratadas tendem a ampliar o problema da flexibilidade e do curtailment, por terem períodos mínimos em operação entre 4 e 18 horas, provendo energia mais cara e poluente para além dos momentos estritamente necessários.
Este dilema não é novo ou exclusivo do Brasil
A Agência Internacional de Energia (IEA), em sua análise Eletricity 2026, afirma que as baterias se tornaram a ferramenta mais versátil para flexibilidade sistêmica e serviços de suporte à rede e contribuem para a segurança via reserva de capacidade (página 84). Por isso a participação das baterias em leilões de capacidade está consolidada, tendo a Itália contratado 10 GWh em 2025, o Reino Unido realizado múltiplos leilões com neutralidade tecnológica e a Argentina pagará R$ 700 mil o MW por ano de reserva de capacidade via BESS, um quarto do preço das novas térmicas brasileiras. Apenas em 2025, foram adicionados 300 GWH de capacidade de armazenamento mundialmente e capacidade instalada superou as hidrelétricas reversíveis. Não há nada de experimental neste tema.
Não há, também, a menor dúvida da segurança da utilização de sistemas de armazenamento de energia em baterias na rede de alta tensão, inclusive prestando serviços como controle de frequência e tensão para estabilidade da rede. A IEA confirma a participação do BESS nestes serviços na Austrália, Reino Unido, Estados Unidos e Alemanha de modo consolidado, ao lado do serviço de reserva de capacidade e controle de energia variável renovável. O relatório menciona ainda o Brasil e o risco de falta de flexibilidade da geração e o papel do armazenamento de energia para superar este desafio.
Em paralelo, a capacidade do BESS de atuar na formação de rede (tecnologia ou requisitos Grid Forming – GFM) está se consolidando globalmente, colaborando para a redução de riscos elétricos. Este requisito está cristalizado no Brasil por análise do ONS conforme as melhores práticas globais.
Em verdade, estes fatos também são amplamente reconhecidos pelos técnicos brasileiros. O Ministério de Minas e Energia, a Empresa de Pesquisa Energética, o Operador Nacional do Sistema e a Aneel reconhecem o papel do armazenamento para segurança energética e flexibilidade e sua adequação para prestar reserva de capacidade. Falta apenas a decisão política de agir, na forma da publicação da Portaria de Diretrizes do primeiro leilão de baterias e na conclusão do processo regulatório pela Aneel.
Enquanto isso, permanece a dúvida, por que não contratar primeiro a solução mais econômica e de rápida aplicação?
* Markus Vlasits é presidente do Conselho de Administração da ABSAE (Associação Brasileira de Soluções em Armazenamento de Energia) e CEO da NewCharge, Fábio Lima é diretor-executivo da ABSAE