Baterias no PDE 2036: o que 7,2 GW resolvem e o que fica de fora

O Plano Decenal de Expansão de Energia 2036 (PDE 2036) prevê 7,2 GW de baterias de grande porte no sistema elétrico brasileiro até 2036, com 800 MW de capacidade entrando em operação a cada ano a partir de 2028. O Relatório Síntese foi submetido à consulta pública pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) em 8 de outubro de 2026.

Dois meses antes, a mesma EPE havia encerrado o cadastro para o primeiro leilão de baterias do país, marcado para dezembro. Inscreveram-se 6.091 projetos, que somam 296.807 MW. O mercado ofereceu 41 vezes mais do que o planejamento prevê para os próximos 10 anos.

Sistemas de armazenamento de energia em baterias, conhecidos pela sigla em inglês BESS, armazenam eletricidade em um horário e a devolvem em outro. A diferença entre 7,2 GW e 297 GW não significa que o plano esteja errado nem que os empreendedores estejam iludidos. Ela indica que ambos os lados têm expectativas diferentes em relação à mesma tecnologia.

O que o plano pede às baterias

O PDE 2036 classifica as baterias como recurso de potência, isto é, a capacidade de fornecer megawatts em um intervalo de tempo determinado. O diagnóstico é que o sistema terá energia suficiente em média, mas enfrentará dificuldades no início da noite, quando a geração solar cai e o consumo permanece alto ou aumenta. No caso base do plano, que considera apenas as usinas existentes e contratadas, os critérios de suprimento de potência são violados a partir de outubro de 2027, e a necessidade adicional chega a cerca de 24 GW em 2036.

Para cobrir essa lacuna, o cenário de referência indica 19,6 GW de recursos de potência além dos 23,8 GW contratados no leilão de reserva de capacidade de março de 2026. A composição é: 7,2 GW de baterias, 2,0 GW de usinas hidrelétricas reversíveis, 4,8 GW de termelétricas, 4,0 GW de resposta à demanda e 1,6 GW de hidrelétricas, segundo a soma das tabelas do plano.

Expansão indicativa acumulada de baterias e usinas reversíveis e resposta à demanda, em MW. Fonte: EPE, PDE 2036 (Figura 3-15).

Três leituras saem dessa lista. A primeira é que a bateria deixou de ser uma promessa no planejamento oficial e passou a representar a maior parcela individual da expansão indicativa de potência. A segunda é o ritmo: a linha é reta, 800 MW por ano, sem aceleração. O plano não aposta em uma virada, e sim em uma contratação regular. A terceira é o dinheiro. O relatório informa que o armazenamento responde por 19% do investimento indicativo em geração centralizada. Descontados os R$ 96 bilhões já contratados do total de R$ 415 bilhões, isso equivale a cerca de R$ 60 bilhões em dez anos, segundo os cálculos com base nos números do plano.

A simulação horária do relatório mostra o serviço esperado. Em 2036, com mais de 30% da capacidade instalada em fontes solares, as hidrelétricas continuam a fazer a maior parte da rampa do fim da tarde, mas dividem a tarefa com novas termelétricas e o armazenamento. A bateria carrega no meio do dia e descarrega na transição para o fim da noite.

O que 7,2 GW fazem com o excedente

O corte de geração renovável, o curtailment, é o principal argumento de quem defende o uso de baterias no Brasil. De janeiro a agosto de 2026, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) deixou de aproveitar 4.122 MW médios de geração eólica e solar, o que representa 20,9% do potencial dessas usinas, segundo levantamento com dados do próprio operador. O Nordeste respondeu por 83% do volume.

Uma conta simples mostra a escala. Os 4.122 MW médios correspondem a cerca de 99 GWh por dia. Se os 7,2 GW de baterias do plano tiverem quatro horas de duração, como previsto no edital o leilão de dezembro, o parque completo de 2036 absorve cerca de 29 GWh em um ciclo. Seria menos de um terço do corte diário de hoje, na hipótese de todas as baterias estarem instaladas nos pontos certos e carregarem apenas com energia que seria desperdiçada. A duração de quatro horas é uma premissa desta conta, pois o Relatório Síntese não informa o número de horas a que o plano se refere.

O próprio PDE chega à mesma conclusão por outro caminho. Pela primeira vez, a EPE estimou os cortes para todo o horizonte e concluiu que o volume médio de 2026 se mantém, constante na mesma ordem de grandeza até 2036. As baterias, a expansão da transmissão e o crescimento da carga, conforme projetados pela EPE, compensam o aumento da geração eólica e solar, mas não reduzem o corte. O relatório acrescenta que a “eliminação integral dos cortes não constitui, necessariamente, a alternativa de menor custo para o sistema”.

Cortes de geração eólica e solar por causa, de janeiro a agosto de cada ano, em MW médios. Fonte: Canal Solar, com dados do ONS.

O plano descreve dois efeitos da bateria sobre o excedente. O efeito direto é consumir energia nas horas de sobra. O efeito indireto é menos óbvio, para atender à ponta da noite, algumas termelétricas precisam ser ligadas com antecedência e permanecer em geração mínima durante o dia, ocupando espaço que seria destinado à eólica e à solar. Uma bateria que entrega potência às 19h dispensa parte da geração térmica diurna e libera espaço para as fontes renováveis. Esse efeito depende de a bateria estar onde o sistema precisa de potência, o que pode não coincidir com o lugar onde a energia sobra.

O que fica de fora

A localização

Dos 297 GW cadastrados para o leilão, cerca de 211 GW, ou 71%, estão no Nordeste. A escolha segue a lógica do gerador: instalar a bateria ao lado do parque que sofre corte. A nota técnica do ONS que define a capacidade de conexão para o certame, publicada em 30 de setembro de 2026, evidencia os limites dessa lógica. Dos 373 barramentos candidatos, 315 têm uma margem de pelo menos 30 MW. No Nordeste, 41 barramentos ficaram com margem zero, entre eles pontos do Ceará e do Piauí que constavam da lista de locais com bônus no leilão.

A rede que não consegue escoar a geração também não consegue receber uma bateria que, durante a descarga, se comporta como um gerador. O armazenamento alivia o gargalo durante o carregamento e depende dele para a entrega.

A conta

Os contratos do leilão pagam uma receita fixa anual por 15 anos. A Lei 15.269/2025 determinou que o custo dessa contratação seja rateado exclusivamente entre os agentes de geração, segundo critério que a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) ainda vai regulamentar, segundo análise do escritório Cescon Barrieu. Se a regra for mantida, o gerador que hoje perde receita com o corte também arcará com parte da solução. O efeito sobre cada usina depende do critério de rateio, que ainda está pendente.

As semanas sem vento e sem chuva

Uma bateria de quatro horas desloca energia no mesmo dia. Ela não resolve uma sequência de semanas secas. No cenário de referência do PDE, o critério econômico de suprimento de energia é superado a partir de 2031, com os maiores custos em novembro, e o despacho termelétrico cresce em praticamente todos os cenários simulados até 2036. O plano recorre às usinas reversíveis, com seis a dez horas de armazenamento, e às termelétricas nesse intervalo.

A bateria do consumidor

Os 7,2 GW não incluem baterias instaladas em fábricas, lojas e casas. O PDE estima que esse mercado poderia mobilizar até R$ 417 bilhões até 2036 se combinado à geração solar distribuída, e deixa esse valor de fora da conta oficial por se tratar apenas de potencial. As simulações do plano mostram que, hoje, o retorno se evidencia em um único caso: consumidores de média tensão na tarifa verde que usam a bateria para fugir do horário de ponta. Na baixa tensão, com a Tarifa Branca, o resultado só é positivo com custo próximo de R$ 500 por kWh instalado e fica predominantemente negativo acima de R$ 1.000 por kWh instalado.

O gerador que espera a bateria resolver o corte

A causa do corte mudou. Entre janeiro e agosto, os cortes por razão energética — aqueles em que a oferta supera a carga — cresceram 66% em relação ao mesmo período de 2025 e atingiram 2.837 MW médios, o que representa 69% do total. Os cortes por confiabilidade elétrica e por indisponibilidade externa ligados à rede caíram.

A mudança tem consequência financeira. A Portaria Normativa MME nº 140/2026, de julho, definiu a compensação aos geradores eólicos e solares apenas para cortes por confiabilidade e por indisponibilidade externa ocorridos entre setembro de 2023 e 25 de novembro de 2025, mediante renúncia a ações judiciais. O corte por sobreoferta ficou de fora. É justamente o tipo que mais cresce e o que o PDE projeta como permanente.

Para o dono de um parque no Nordeste, o quadro combina três informações do planejamento oficial: o corte médio não cai ao longo de dez anos, a parcela sem compensação aumenta e a bateria contratada pelo sistema será pequena em relação ao excedente. A bateria no próprio parque passa a ser uma decisão privada de proteção de receita, com conta própria, e não algo que o leilão resolverá por ele. Os critérios dessa conta estão em “Curtailment está reduzindo a receita do seu ativo? Quando o BESS pode fazer sentido”.

Do plano ao contrato

Os leilões estão marcados para os dias 2 e 4 de dezembro de 2026, sendo o primeiro voltado a projetos com conteúdo nacional. As regras da Portaria Normativa MME nº 136/2026 exigem potência mínima de 30 MW, entrega de potência máxima por quatro horas, eficiência de 85% e recarga completa em até seis horas. O ONS poderá despachar até dois ciclos por dia, limitados a 366 por ano. O suprimento começa em 1º de agosto de 2028. O risco de despacho fica a cargo do empreendedor.

O volume a contratar não foi divulgado. O PDE oferece a única referência pública: 800 MW por ano. Se, em dezembro, contratar mais do que isso, o governo estará adiantando o cronograma do próprio plano. Se contratar menos, a meta de 7,2 GW passará a depender dos próximos certames. O MME publicou, em 30 de setembro, um calendário de leilão de reserva de capacidade anual até 2029, aberto a baterias, armazenamento hidráulico, hidrelétricas e termelétricas, condicionado a estudos de necessidade da EPE e do ONS. As regras de dezembro foram detalhadas em “O leilão de baterias que o Brasil esperava está a poucos dias de acontecer”.

Espera-se que a partir de 2027, a bateria disputará megawatt por megawatt com a termelétrica e a hidrelétrica. O plano já indica o resultado dessa disputa ao prever 4,8 GW de usinas térmicas e 7,2 GW de baterias. O preço do leilão de dezembro poderá ajustar a distribuição entre as tecnologias ou manter a proporção definida na consulta pública.

O PDE 2036 atribui às baterias um papel definido e limitado: fornecer 800 MW por ano no início da noite. Reduzir o corte de geração é um efeito secundário, e a proteção da receita de cada usina fica fora do escopo.

Antes do preço, da tecnologia e do contrato, toda bateria precisa de um ponto de conexão com margem disponível, a mesma exigência que se aplica a um parque solar ou a um data center. Em outubro, pela primeira vez, essa margem foi leiloada no Brasil. O que foi vendido, por quanto e para quem está no seguinte artigo “Leilão de acesso à transmissão”.