Em dezembro, após algumas postergações, está marcada a data para o primeiro leilão de baterias do Brasil. Há tempos o sistema elétrico brasileiro precisa implementar baterias, pois sofre de um problema clássico da geração intermitente: como fontes solares e eólicas aumentaram a participação no sistema elétrico, temos sobra de energia no meio do dia e falta de potência no final da tarde, quando as usinas solares deixam de gerar. No cômputo geral o sistema tem sobra de energia firme, mesmo sem contar a geração distribuída residencial, mas falta potência no fim da tarde. O Brasil sofre, portanto, um problema de alocação ao longo do dia e não de falta de energia.

Para suprir a rampa de geração que existe entre as 16 horas e as 21 horas, o sistema tem que aumentar a geração das usinas hídricas e, na maior parte dos dias da estação seca, acionar térmicas adicionais. Um mecanismo mais simples e, na nossa opinião, potencialmente mais econômico seria estocar energia em baterias durante o meio do dia, diminuindo o curtailment* das usinas eólicas e solares, e devolver essa energia no final da tarde. A energia para isso existe de sobra: em 2025 o operador cortou cerca de 4 GW médios de geração eólica e solar, 3,6 GW médios deles no Nordeste, cerca de 5% da carga média do sistema elétrico brasileiro de 80 GW médios. A experiência do Texas, onde a frota de baterias passou de 3 GW para 17 GW em três anos e o spread diário caiu a um quarto do anterior, dá a dimensão do efeito*.  

Para basear a discussão, simulamos um cenário que não irá ocorrer, mas que é, na nossa opinião, o melhor para entender como as baterias alteram a dinâmica de preços durante o ano. Resolvemos usar anos que já ocorreram porque a discussão sobre o impacto da inserção de baterias, que na nossa opinião tem sido negligenciada no debate sobre a formação de preços de longo prazo, acaba dependendo de diversas variáveis que poluem a análise, como crescimento de carga e entrada de capacidade, entre outras. Para os anos passados demanda e geração estão dados, o que simplifica de forma relevante a discussão de cenários.

Simulamos a inserção de baterias no sistema brasileiro nos anos de 2023 até 2026, usando entre 1 e 10 GW de baterias adicionais, localizadas conforme o desenho do edital. O impacto nos preços de energia ocorre de duas formas: primeiro, com a diminuição da diferença entre o preço máximo e o mínimo do dia; segundo, com a redução do preço da água, consequência da contribuição positiva das baterias para o nível dos reservatórios, que por fim reduz o PLD médio.

Sobre o preço da água vale uma explicação. O sistema brasileiro coloca um preço na água para poder conservar os reservatórios, e esse preço é definido pelos modelos que definem o PLD*. Nas horas em que a hidrelétrica é a usina marginal, que são a maioria das horas do ano, o PLD é o próprio preço da água. Se o preço da água cai, o PLD por construção também recua.

Portanto as baterias impactam de forma negativa as geradoras hidrelétricas de duas formas: primeiro, através da diminuição do spread de modulação que as hídricas vêm tendo nos últimos anos; segundo, com a diminuição do PLD médio. Nas simulações, que estão nesta página com os dados e conclusões detalhadas, vemos uma queda no spread diário de 22% no ano de 2026 até o início de outubro, e uma queda no PLD médio de 8% com a inserção de 3 GW de baterias. 

A queda do PLD médio ocorre em anos secos como 2024, 2025 e 2026 e vem principalmente da redução do preço da água, não da redução do preço do fim da tarde: dentro do dia, as baterias abaixam o pico das 18 horas e levantam um pouco o meio-dia, e os dois efeitos quase se cancelam. Em um ano úmido como 2023 o efeito sobre o PLD médio é próximo de zero, porque a água economizada acaba vertida.

A simulação tem várias limitações, pois é extremamente complexo simular o sistema com a granularidade do operador. Apesar disso, contamos nela com a restrição de transmissão entre o Nordeste e o Sudeste, que faz com que apenas parte da descarga das baterias do Nordeste chegue ao Sudeste na hora em que é preciso. O maior problema é que as baterias devem entrar em operação apenas em 2028, e até lá a demanda por energia do sistema vai crescer, porém acreditamos que o impacto em termos percentuais deveria ser similar ou pelo menos na mesma direção.

Ainda existe um terceiro impacto negativo para as geradoras: pela Lei 15.269/2025, o encargo das baterias será cobrado apenas dos geradores, em critério de rateio que a ANEEL ainda não definiu. Dessa forma, usinas hidrelétricas que vão sofrer os impactos negativos da diminuição do spread diário e da queda do PLD também terão que contribuir, provavelmente em proporção menor que as fontes intermitentes, para o pagamento da remuneração dos sistemas de baterias. O PL 3.716/2026, em tramitação na Câmara, tenta devolver esse custo ao rateio geral entre consumidores e agentes, mas ainda não foi votado.

Caso a regra continue como está definida na Lei, será um incentivo perverso para o governo colocar mais baterias no sistema, pois o encargo delas não será arcado pelo consumidor.

Devido a essas incertezas, não temos posição no Versa Genesis em empresas em que geração de energia é a principal parte do negócio e temos a visão de que o preço de energia de longo prazo será menor do que o mercado atualmente projeta.

As principais posições do fundo atualmente são em empresas de distribuição, como CPFL e Copel (que tem parte de exposição a geração), e em saneamento, com Sabesp.

* Curtailment: corte de geração determinado pelo operador quando há excesso de oferta ou restrição na rede de transmissão. Em 2025 foram cortados cerca de 37 TWh de geração eólica e solar no Brasil, 31 TWh deles no Nordeste, e nos nove primeiros meses de 2026 cerca de 29 TWh.

* No Texas, a diferença média entre a hora mais cara e a hora mais barata do dia caiu de 248 dólares por MWh em 2023 para 69 dólares por MWh em 2026, enquanto a frota de baterias passou de cerca de 3 GW para 17 GW. No verão de 2026, com recorde de demanda, nenhum intervalo de preço passou de 1.000 dólares por MWh, contra 182 intervalos no verão de 2023.

* NEWAVE, DECOMP e DESSEM, a cadeia de modelos usada pelo ONS e pela CCEE para definir o despacho e o preço de curto prazo. O preço da água é a inclinação da função de custo futuro desses modelos no nível de armazenamento de cada dia: quanto mais cheios os reservatórios, menor o preço da água.