Os leilões de capacidade são o principal caminho, no curto prazo, para obter receitas contratadas de longo prazo para baterias de grande porte no Brasil. Os primeiros leilões de baterias, em dezembro, oferecem contratos de 15 anos corrigidos pela inflação, e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), responsável pelo planejamento energético do governo, agora inclui 7,2 GW de baterias em seu plano até 2036, nove vezes a capacidade prevista há dois anos.

O governo sinalizou a contratação de pelo menos 2 GW de baterias de quatro horas em dezembro, e as estimativas do setor chegam a 6 GW. Os vencedores recebem um pagamento fixo por disponibilizar capacidade, com suprimento a partir de agosto de 2028.

O crescimento da geração solar e a falta contínua de potência firme sustentam a demanda por mais baterias. Dezembro pode ser, portanto, a primeira de várias oportunidades de garantir receitas de longo prazo. Há novos leilões previstos de 2027 a 2029, sujeitos a avaliações anuais de necessidade, embora as baterias passem a enfrentar a concorrência do gás e de outras tecnologias.

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Principais conclusões

• O governo sinalizou pelo menos 2 GW para dezembro, com estimativas de até 6 GW. As rodadas seguintes podem contratar mais, a depender das avaliações anuais de necessidade e da concorrência com o gás.
• A geração solar está ampliando a diferença entre a energia barata do meio do dia e o pico do início da noite, aumentando a necessidade de baterias para deslocar energia entre esses horários.
• O operador do sistema projeta um risco de 43% de déficit de suprimento em 2030, apesar das contratações de capacidade de março. Essa necessidade contínua sustenta novas oportunidades de leilão até 2029.
• Os cenários da EPE apontam para um mercado potencial de baterias de até 69 GW em 2055. O plano de curto prazo já está mais perto das trajetórias mais rápidas. O volume dos leilões vai ajudar a determinar com que rapidez esse potencial se transforma em projetos contratados.

A EPE agora planeja nove vezes mais baterias do que há dois anos

A EPE incluiu baterias na matriz de capacidade do Brasil pela primeira vez no PDE 2034, com 800 MW. A edição seguinte, o PDE 2035, elevou esse número para 6,6 GW a partir de 2028, e o PDE 2036, em consulta pública até 6 de novembro, prevê 7,2 GW. Aos custos de referência da EPE, isso representa cerca de R$ 40 bilhões em investimento.

A maior parte do aumento veio com o PDE 2035, embora o custo de baterias por kW da EPE quase não tenha mudado. A principal mudança foi na modelagem: as baterias passaram a poder entrar a partir de 2028, três anos antes, como sistemas de quatro horas alinhados às rampas do fim da tarde que a EPE acompanha. Enquanto isso, o custo das turbinas a gás subiu em toda a cadeia de suprimentos, em parte pela demanda de data centers.

Os leilões de capacidade de dezembro, conhecidos como LRCAPs, são a primeira chance de tirar esse plano do papel. Se dezembro contratar pelo menos 2 GW, como o governo sinalizou, e até 6 GW, como sugerem as estimativas do setor, pelo menos 1,2 GW do plano de 2036 ficaria para as rodadas seguintes. A agência reguladora aprovou os editais finais em 27 de outubro sem um volume; o Ministério de Minas e Energia o define antes da abertura de cada leilão.

Interesse não falta: foram cadastrados 296,8 GW de baterias antes da habilitação (EPE, agosto de 2026).

O crescimento da geração solar aumenta a necessidade de baterias para disponibilizar essa energia no início da noite

O mercado atacadista brasileiro tem quatro zonas regionais de preço, os submercados, cada uma com seu próprio preço spot horário. O gráfico abaixo acompanha a zona Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO), onde os preços ficaram no piso regulatório na maior parte das horas até 2023. A partir de 2024, o meio do dia passou a ser o horário mais barato. A capacidade solar instalada na zona mais que triplicou entre 2022 e 2026, chegando a 39 GW, a maior parte em micro e minigeração distribuída.

Com a queda dos preços no meio do dia, a diferença entre o maior e o menor preço horário do dia médio mais que quadruplicou entre 2024 e 2026. Hoje os preços chegam ao piso no meio do dia e ao pico depois do pôr do sol. A EPE descreve o mesmo problema: excedentes diurnos ao lado de uma necessidade de potência e flexibilidade no início da noite. As baterias podem ajudar a atender essa necessidade, armazenando os excedentes do dia para uso no pico do início da noite.

Spreads maiores mostram a necessidade de flexibilidade do sistema, mas nossa estimativa sugere que a arbitragem sozinha não cobriria o custo total de uma bateria nova. Anualizando os preços de 2026 até agora, uma bateria de quatro horas, com um ciclo por dia e previsão perfeita, já considerando o custo da carga e as perdas com 85% de eficiência de ida e volta, ganharia cerca de R$ 300 mil/MW por ano na zona SE/CO. Isso fica no nível ou abaixo dos custos anuais de operação, tributos e encargos de rede de uma bateria, pelos custos de referência da EPE, sem sobrar nada para pagar a construção.

Pelas regras do leilão, os vencedores recebem um pagamento fixo por capacidade, enquanto os ganhos e perdas da carga e descarga vão para a conta de reserva de capacidade do sistema. Por isso, quem disputa os leilões deve basear seu plano de negócios no pagamento fixo por capacidade.

Os leilões de capacidade anuais até 2029 vêm para reduzir o risco de déficit de potência

Os dois leilões de capacidade de março contrataram 19,5 GW, a maior parte em gás, e não foi suficiente. O plano de operação mais recente do operador do sistema ainda aponta um risco de déficit de suprimento de cerca de 20% em 2027 e 43% em 2030, contra um limite de 5%.

As baterias de dezembro só começam a suprir em agosto de 2028, então não fecham o déficit de 2027. O déficit projetado persiste mesmo com o pico de demanda de 2025 abaixo da previsão da EPE.

O plano decenal da EPE acrescenta mais 19,6 GW de capacidade até 2036, incluindo armazenamento. Para atender essa necessidade, o governo previu um leilão de capacidade no segundo semestre de cada ano de 2027 a 2029, pela Portaria Normativa 143/2026. Cada um depende de uma avaliação anual de necessidade da EPE e do operador do sistema.

Somadas a dezembro, essas rodadas são o principal caminho de mercado para baterias de grande porte até 2029. A única outra rota é a contratação de baterias como ativos de rede, caso a caso.

As rodadas seguintes serão neutras em tecnologia, mas as baterias largam na frente. O plano de menor custo da EPE escolhe 7,2 GW de baterias contra 4,8 GW de térmicas, e as usinas reversíveis só entram em 2035. Até 2029, o principal concorrente é o gás.

Os leilões são a porta de entrada para as tecnologias de armazenamento, como foram para a eólica e a solar no Brasil

O Brasil já usou leilões para introduzir novas tecnologias no setor elétrico. A eólica teve seus primeiros contratos em leilão em 2009, e a solar centralizada em 2014. Até 2022, os leilões regulados contrataram 19,6 GW de eólica e 5,6 GW de solar.

Depois que essas tecnologias se firmaram, o crescimento migrou para o mercado livre, à medida que a demanda das distribuidoras secou. Hoje, menos de um quarto da solar centralizada do Brasil tem contrato de leilão regulado.

Os leilões de capacidade podem agora cumprir o mesmo papel de lançamento para o armazenamento, com um contrato de potência em vez de energia.

Nos cenários da EPE, o mercado de longo prazo pode chegar a 10 vezes o plano de 2036, sobretudo depois de 2040

Os cenários de longo prazo da EPE (PNE 2055) colocam as baterias em 29,6 GW em 2055 no caso mais lento e em 69,0 GW no mais rápido, que zera as emissões líquidas até 2050. Há crescimento expressivo nos três cenários, embora a maior parte venha depois de 2040.

O plano decenal mais recente levanta a questão de se uma parte maior desse crescimento poderia chegar antes de 2040. Seus 6,4 GW em 2035 estão mais perto dos dois cenários mais rápidos, de 8,2 a 8,4 GW, do que dos 2,2 GW do mais lento. Mas transformar essa ambição de planejamento em uma carteira de investimentos de curto prazo depende muito de quanta capacidade o governo contratar.

As baterias também vão enfrentar concorrência. Os cenários de longo prazo incluem pelo menos 9 GW de usinas reversíveis em 2055, outra forma de atender às necessidades de armazenamento do sistema.

Para os investidores, os cenários indicam a escala potencial além das primeiras rodadas de leilão. As avaliações anuais de necessidade e o volume dos leilões darão uma referência mais firme de quando essa oportunidade estará disponível, e o desenvolvimento de outras fontes de receita pode ampliá-la.

O caso de investimento começa pelo contrato de capacidade

Para os investidores, dezembro é onde o mercado de baterias do Brasil se abre. O contrato de capacidade é a receita em torno da qual um projeto pode se planejar, e a necessidade contínua de capacidade sustenta uma sequência de possíveis leilões até 2029. As rodadas seguintes vão expor as baterias à concorrência de outras tecnologias.

Outras rotas podem surgir com a comercialização de energia e os serviços ancilares, além da contratação de baterias como ativos de rede, caso a caso. O potencial de investimento dessas rotas depende das receitas disponíveis e das regras de participação e de acúmulo de receitas.

Para quem entra pelos leilões de capacidade, a questão decisiva é o preço do contrato. A decisão de investimento depende de garantir um contrato a um preço que cubra a construção, a operação e as obrigações de entrega.

A Parte 2 examina essas obrigações; a Parte 3 analisa até onde os lances podem cair.