Baterias: as ‘caixas d’água elétricas’ que o Brasil ainda não tem

Imagine a seguinte cena. O consumidor sai de casa às sete da manhã para trabalhar. Durante o dia, enquanto ele está no escritório, a sua residência é abastecida de água em abundância, oferta praticamente ilimitada. Quando ele volta, no fim do dia, abre a torneira para fazer o jantar e não sai nada. Naquele horário, simplesmente não há água disponível.

Mais grave ainda: imagine que o volume de água disponível durante o dia fosse tão maior do que a demanda que o operador simplesmente cortasse o excedente, jogando fora água limpa e tratada antes mesmo de entrar na rede.

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É óbvio que isso não acontece. E não acontece porque o sistema de abastecimento opera em três níveis de armazenamento que regulam o fluxo de água. Existe o grande armazenamento que regula o volume total disponível para a cidade. Existem os sistemas de armazenamento intermediários que, integrados à rede de distribuição, equilibram a pressão e garantem o abastecimento contínuo às regiões e bairros ao longo do dia. E existe a caixa d’água da própria residência, que armazena localmente e garante abastecimento imediato quando o consumidor abre a torneira.

Os três níveis, trabalhando em conjunto, corrigem o descasamento natural entre o horário em que a água está disponível e o horário em que o consumidor precisa dela.

No sistema elétrico, as caixas d’água são as baterias. E no Brasil, a infraestrutura de baterias praticamente não existe.

O sucesso que gerou um novo problema

Na última década, o Brasil construiu uma das matrizes elétricas mais limpas do planeta. A expansão de fontes solar e eólica foi rápida e robusta. Hoje, juntas, já representam cerca de um quarto da geração nacional. As comercializadoras de energia desempenharam papel central nessa transformação, viabilizando financeiramente projetos renováveis e garantindo previsibilidade de receita para os empreendedores. Sem elas, a velocidade dessa expansão teria sido muito menor.

Mas o sucesso trouxe dois problemas novos, que antes simplesmente não existiam.

O primeiro é o curtailment. A geração solar e eólica cresceu mais rápido do que a capacidade de transmissão para escoá-la. Quando a rede não suporta o volume gerado, o Operador Nacional do Sistema interrompe a produção. Em 2025, esses cortes ultrapassaram 80% em alguns casos. Energia limpa e barata desperdiçada na origem.

O segundo é o descasamento de curva. A usina solar gera com intensidade durante o dia, com pico ao meio-dia, quando o preço de mercado está baixo ou negativo. O consumidor precisa de energia de manhã cedo e principalmente à noite, quando o preço sobe. Geradores e comercializadoras que assumiram contratos com esse perfil de entrega ficaram presos num descasamento que o mercado não conseguia absorver.

Não é problema de geração. É gargalo de infraestrutura.

Uma cobertura que existe mas não escala

Os agentes que assumiram esses riscos tinham opções para se proteger. Duas, para ser preciso.

A primeira era combinar geração solar com eólica complementar, que gera mais à tarde e à noite, compensando parcialmente a curva solar. A segunda era contratar energia de hidrelétricas com armazenamento hídrico para cobrir os horários de déficit, reduzindo o despacho durante o pico solar e liberando água para a noite.

Ambas as soluções existem e funcionam. O problema é que são caras, escassas e não escalam. As hidrelétricas com armazenamento hídrico são um estoque finito que o Brasil parou de ampliar. As novas adições ao sistema são todas a fio d’água. A eólica complementar depende de disponibilidade contratual que não acompanhou o crescimento da solar. E combinar as duas proteções sistematicamente torna o produto economicamente inviável.

Havia uma terceira solução, a única que escala: a bateria. Ela captura o excesso solar ao meio-dia, quando o preço está baixo, e libera energia à noite, quando o consumidor precisa. Resolve o curtailment na origem. Resolve o descasamento de curva. E faz isso de forma econômica quando existe em escala suficiente.

No Brasil, menos de 1 GW instalado numa matriz de 215 GW.

O planejamento que não veio

Essa não é uma falha do mercado.

É uma falha de infraestrutura regulatória.

A tecnologia das baterias não é nova. O custo do MWh armazenado caiu cerca de 85% entre 2010 e 2018, tornando-as economicamente viáveis em escala. O capital internacional para investir em BESS existe e não discrimina geografia. O que faltou ao Brasil foi o sinal regulatório que transformasse essa viabilidade em investimento real. Primeiro se constrói a infraestrutura regulatória. O mercado vem depois.

Na Califórnia, pela AB 2514 (2010) e AB 2868 (2016), quando o custo da bateria ainda era proibitivo, a assembleia estadual criou obrigações de contratação de armazenamento para as concessionárias, com metas, prazos e mecanismos de sanção. O resultado foi um crescimento de 500 MW em 2019 para mais de 17 GW em 2025. O sinal regulatório produziu o mercado, não o contrário.

No plano federal americano, a FERC Order 841 (2018) foi mais direta ainda: determinou que todos os operadores de mercado atacadista abrissem suas tarifas para baterias, tratando armazenamento como categoria própria e garantindo que pudesse ser remunerado por múltiplos serviços simultaneamente. A norma foi contestada judicialmente e confirmada em 2020. A partir daí, o mercado teve o sinal que precisava.

No Texas, o ERCOT foi pelo caminho do mercado: desenhou produtos de ancilares calibrados para a resposta rápida das baterias, criando incentivo econômico direto para quem investisse. Combinado com créditos fiscais federais, o resultado foram os 14 GW atuais em menos de oito anos.

A lição comum é inequívoca: nos três casos, a infraestrutura regulatória veio antes da escala. O mercado veio depois. No Brasil, até novembro de 2025, ocorreu exatamente o inverso. O setor construiu uma das matrizes mais limpas do mundo sem construir a infraestrutura regulatória que permitiria operá-la de forma eficiente.

A Lei que chegou depois

A Lei nº 15.269, sancionada em 25 de novembro de 2025, é o primeiro marco legal próprio para o armazenamento de energia no Brasil. Pela primeira vez, sistemas de baterias passam a contar com arcabouço jurídico próprio, sob regulação da ANEEL. A lei reconhece a figura do agente independente de armazenamento, inclui projetos de BESS no REIDI, autoriza o governo a zerar o Imposto de Importação sobre baterias e componentes com teto anual de R$ 1 bilhão entre 2026 e 2030, e determina que os custos de integração sejam rateados apenas entre geradores, protegendo o consumidor final.

Em paralelo, a Portaria MME nº 878/2025 instituiu o LRCAP 2026 Armazenamento: o primeiro leilão de baterias da história do país, previsto para ocorrer ainda em 2026, com data ainda a ser confirmada. A Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento estima pipeline pronto superior a 18 GW, demanda reprimida que o marco legal, até então, não autorizava contratar.

Os avanços são reais. Mas a lei chegou depois do problema, não antes. E a regulamentação infralegal ainda tem lacunas críticas: não há regras claras sobre remuneração por serviços ancilares, não há obrigações de contratação para distribuidoras, e a natureza jurídica do BESS ainda não foi definida pela ANEEL. O veto ao ressarcimento amplo de curtailment, justificado pelo impacto fiscal estimado de R$ 6 bilhões, mantém o risco contratual dos geradores renováveis elevado. Quem tem bateria compartilha menos risco.

O que podemos esperar

O Brasil construiu a represa principal e levou a água até a entrada dos bairros. Falta a última peça: a caixa d’água que garante fluxo na torneira no fim do dia, quando o consumidor volta do trabalho.

A diferença entre Brasil e Califórnia no mercado de baterias não foi tecnológica nem financeira. Foi de infraestrutura regulatória. Califórnia e Texas construíram primeiro a norma. O mercado veio depois. No Brasil, a norma chegou depois do problema. E o custo dessa sequência invertida está nas manchetes do setor.

A Lei 15.269 abriu a porta. O LRCAP Armazenamento será o primeiro teste de mercado. O que está faltando agora é acelerar a regulamentação infralegal: definir como baterias serão remuneradas, criar obrigações de contratação, estabelecer regras claras para o curtailment e sinalizar ao investidor privado que o retorno é previsível.

As baterias são as caixas d’água que faltam ao sistema elétrico brasileiro, na geração, nas subestações e no consumidor final. Instalá-las é a condição para que geradores, comercializadoras e consumidores operem num ecossistema mais saudável, com as ferramentas necessárias para gerir os novos riscos que a transição energética trouxe. Os próximos três a cinco anos dirão se o país conseguirá fazê-lo no ritmo que a nova lei, agora, finalmente permite.

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