A partir do título da sessão que abriu a tarde de palestras no primeiro dia da Intersolar Fortaleza, “O mercado brasileiro de armazenamento de energia em 2026 – taxiando para decolagem?”, a resposta à provocação é direta: o mercado brasileiro já deixou a pista de taxiamento — ao menos para consumidores comerciais e industriais. Com ganhos que podem superar R$ 150 a R$ 170/MWh, as baterias começam a se consolidar como ferramenta econômica, e não mais apenas tecnológica.
“O armazenamento para clientes do Mercado Livre não é mais um tema do futuro, é um mercado presente”, afirmou o Head da região Norte e Nordeste da ENEL Trading Brasil, Rodrigo Oliveira, ao destacar que projetos antes marginais passaram a fechar conta nos últimos dois anos.
Segundo o executivo, a virada vem da combinação entre a redução do custo do lítio no mercado global, o aumento da volatilidade de preços e, sobretudo, as mudanças regulatórias que alteraram a estrutura de custos da energia no Brasil.
Ele lembra que, até recentemente, consumidores do mercado livre — especialmente do grupo A4 — operavam com descontos relevantes associados à energia incentivada. “Um cliente que pagava cerca de R$ 1.300/MWh pode passar a pagar algo próximo de R$ 2.600/MWh em novas unidades”, explicou.
Esse aumento do custo para o consumidor, na prática, reposiciona o armazenamento como alternativa competitiva em estados onde antes não havia viabilidade.
Ao mesmo tempo, o aumento expressivo da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e a redistribuição de encargos adicionaram pressão adicional sobre os consumidores, reforçando o papel das baterias como instrumento de gestão.
Regulação redesenha o mapa de viabilidade
A nova dinâmica, no entanto, não é homogênea. O Brasil ainda apresenta fortes diferenças regionais, e o armazenamento responde diretamente a elas.
Estados com tarifas mais elevadas — como Bahia e Rio de Janeiro — despontam como mercados mais maduros. Já regiões com energia mais barata enfrentam maior dificuldade de viabilização via arbitragem pura.
“Aqui no Ceará, por exemplo, temos tarifas mais baixas, o que limita aplicações de load shifting”, disse Oliveira, ponderando que mesmo nesses casos surgem oportunidades quando se consideram outros usos da tecnologia.
Para o CEO da NewCharge, Markus Vlasits, a mudança regulatória recente tem um efeito estrutural: ela amplia o universo de projetos viáveis ao reduzir distorções anteriores. Ao mesmo tempo, expõe a necessidade de evolução do marco regulatório.
“Quando o incentivo deixa de existir, de repente mais estados passam a fechar a conta. Isso muda completamente o mapa do armazenamento no país”, indicou Vlasits que também é o atual presidente do Conselho de Administração da Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia (Absae) durante o debate.
Apesar do avanço, a ausência de regulamentações específicas ainda impõe cautela. A indefinição sobre regras da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e a falta de padronização para aplicações seguem como entraves relevantes.
De economia na fatura a ativo estratégico
Se no passado o armazenamento era analisado quase exclusivamente sob a ótica da economia tarifária, o debate em Fortaleza mostrou que essa visão já ficou para trás. “O BESS é um coringa, é um empilhamento de receitas”, resumiu Oliveira.
Na prática, isso significa que a viabilidade não depende de uma única aplicação. Em muitos casos, o valor está justamente na combinação de usos.
A qualidade de energia aparece como um dos exemplos mais imediatos. Em processos industriais sensíveis, interrupções curtas podem gerar prejuízos relevantes — o que muda completamente a lógica de investimento. “Quanto custa uma ou duas horas de produção parada?”, questionou o executivo.
Outro vetor relevante é o controle de demanda. Consumidores com picos específicos ao longo do dia podem utilizar baterias para reduzir a demanda contratada, evitando custos adicionais. Soma-se a isso a arbitragem de preços em um cenário de Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) cada vez mais volátil, com diferenças significativas ao longo das horas.
Nesse ponto, Vlasits chamou atenção para o subaproveitamento atual da tecnologia. “A gente está usando bateria só para arbitragem, mas ela fica ociosa grande parte do tempo. A pergunta é: o que mais ela pode fazer?”, provocou.
Resposta à demanda e novos mercados no radar
A resposta passa, inevitavelmente, pela evolução do setor elétrico. Programas de resposta à demanda e mecanismos de flexibilidade aparecem como próximos passos naturais — mas ainda dependem de avanços regulatórios.
Para o Gerente de Engenharia, Desenvolvimento Solar e Armazenamento da Casa dos Ventos, Luis Guilherme Basto de Castro, o Brasil ainda está em estágio inicial nesse processo. “Precisa se levantar, começar a andar para depois pensar em correr”, afirmou, ao comentar a maturidade ainda limitada desses instrumentos no país.
Ele destaca que a necessidade de flexibilidade deve crescer à medida que o sistema incorpora mais renováveis e enfrenta maior volatilidade de preços. Nesse contexto, o armazenamento tende a assumir papel central tanto do lado do consumo quanto da geração.
A discussão também avança para além do segmento C&I. Segundo os executivos, o mercado residencial pode se tornar um vetor relevante nos próximos anos, impulsionado por tarifas horárias, automação e integração com veículos elétricos. “As próprias residências deveriam responder ao sistema”, disse Castro, projetando um cenário em que consumidores passam a atuar de forma mais ativa na gestão da energia.
Entre a decolagem e a turbulência
A fotografia do setor, portanto, é de avanço concreto — mas ainda irregular. De um lado, fundamentos econômicos mais sólidos, novas aplicações e maior interesse do mercado. De outro, lacunas regulatórias e incertezas que limitam a escala dos investimentos.
Ainda assim, o consenso entre os participantes é que a direção está definida. “A bateria vai entrar para ficar”, afirmou Oliveira. Se a decolagem completa ainda depende de ajustes finos, o armazenamento já deixou claro que não é mais promessa. Passou a ser, cada vez mais, parte integrante da estratégia energética no Brasil.
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