Baterias podem reduzir em até 50% os cortes de geração e já começam a impactar o cálculo do curtailment

O avanço dos sistemas de armazenamento em baterias pode transformar a gestão dos cortes obrigatórios de geração de energia no setor elétrico brasileiro. Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a tecnologia pode reduzir esses cortes entre 40% e 50%, dependendo dos resultados dos leilões de armazenamento previstos para dezembro. Essa perspectiva é relevante em um mercado em que o desperdício de capacidade produtiva gera perdas bilionárias para geradores e aumenta os riscos para investidores. Em 2025, os cortes na geração solar e eólica resultaram em prejuízos estimados em R$ 6,5 bilhões, segundo a Volt Robotics. Cerca de 20% da energia potencial dessas fontes não foi aproveitada, equivalente a 4.021 MW médios. O estudo identificou 16 dias em que o sistema operou próximo ao limite inferior de segurança devido ao excesso de oferta, em comparação com apenas um caso em 2024. O problema persistiu em 2026. Segundo a STEMIS, com base em dados do ONS, os cortes de geração eólica e solar totalizaram 29,3 TWh entre janeiro e setembro, 16,3% acima do mesmo período do ano anterior. Esse volume representou 21,6% da geração de referência das usinas analisadas. Aproximadamente 69% dos cortes ocorreram devido ao excesso de oferta em relação à capacidade do sistema. Os dados de agosto reforçam a gravidade do cenário. Segundo a FSET, os cortes representaram 26,6% da geração de referência das usinas eólicas e 32,8% das solares, os maiores índices de 2026 até o momento. A recorrência dessas restrições impacta as projeções financeiras de empreendimentos que dependem da energia efetivamente entregue para cumprir contratos e gerar receita. "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", afirma Gustavo Sozzi, CEO da Lux Energia, empresa especializada em comercialização e gestão de energia. Na prática, as baterias armazenam eletricidade durante períodos de alta produção e baixa demanda, liberando-a quando o consumo aumenta ou há necessidade de potência. Em usinas solares, parte da energia gerada nas horas de maior sol pode ser armazenada para uso no início da noite, quando a geração diminui. Esse mecanismo reduz o descompasso entre produção e consumo, uma das principais causas dos cortes de geração no país. Essa possibilidade também impacta os cálculos de rentabilidade dos projetos. Além do volume potencial de geração e do preço contratado, investidores agora consideram a frequência dos cortes, a localização da usina, o custo de instalação das baterias, a capacidade de armazenamento e as oportunidades de remuneração pela disponibilidade de potência. A viabilidade ainda depende das condições de conexão, das regras operacionais e da diferença de preços entre os horários de carregamento e de descarga. "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", explica Sozzi. O interesse do mercado é evidente nos primeiros leilões brasileiros para contratação de baterias de grande porte. Segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), foram cadastrados 6.091 projetos, totalizando 296.807 MW de potência, um recorde para o setor. No entanto, esse volume representa apenas manifestações de interesse, sem garantia de habilitação ou contratação de todos os projetos. Os leilões estão agendados para os dias 2 e 4 de dezembro de 2026, com uma disputa para sistemas de fabricação nacional e outra para os demais projetos elegíveis. Os contratos terão duração de 15 anos, com início de suprimento em agosto de 2028. Os requisitos técnicos incluem potência mínima de 30 MW, fornecimento por quatro horas e disponibilidade para atender aos comandos operacionais do ONS. O tema avança junto a mudanças regulatórias. Em 6 de outubro, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou nova regra para organizar os cortes obrigatórios de geração, estabelecendo critérios para sua distribuição entre diferentes fontes. A regulamentação prevê a participação progressiva da geração hidrelétrica nos cortes por sobreoferta e busca 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, incluindo a metodologia de rateio dos encargos entre agentes de geração. A redução dos custos internacionais também impulsiona o debate. Segundo a Agência Internacional de Energia (IEA), os preços médios globais dos sistemas de armazenamento em baterias caíram, em 2025, para cerca de um terço dos valores de 2020. Apesar dessa queda, o investimento ainda requer planejamento financeiro, especialmente devido aos custos de conexão, manutenção, degradação dos equipamentos e incertezas sobre receitas futuras. "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", acrescenta o CEO da Lux Energia. Embora a redução potencial de até 50% seja relevante, o armazenamento não substitui a necessidade de investimentos em transmissão, modernização da rede e aprimoramento das regras operacionais. A efetividade das baterias dependerá da localização, da potência contratada e da capacidade de absorver excedentes nos momentos certos. Para os investidores, a principal mudança está na avaliação dos projetos: a rentabilidade da geração renovável passa a depender não só de custos competitivos, mas também da garantia de aproveitamento e comercialização da energia.