Enquanto a Colômbia já possui um projeto solar de larga escala com baterias, o Brasil avança na regulação para liberar soluções. Até lá, a saída prática para clientes industriais tem sido usar baterias “atrás do medidor”, sem injeção na rede.

O avanço da energia solar trouxe novos desafios: a geração atinge o auge quando o sol está a pino, mas o consumo dispara no fim da tarde e à noite. Para resolver esse descompasso, entram em cena os sistemas de armazenamento de energia. A Colômbia já opera seu primeiro projeto de grande porte, enquanto o Brasil define as regras para viabilizar iniciativas semelhantes.

**O desafio da energia solar**
A fonte solar é a que mais cresce no mundo. No Brasil, já ultrapassou a marca de 60 GW de potência instalada, somando grandes usinas e sistemas em telhados. Mas um problema persiste: a geração não ocorre nos mesmos horários em que a sociedade mais consome energia.
Ao meio-dia, quando os painéis produzem em máxima potência, muitas fábricas e residências ainda estão em patamares moderados de consumo. À noite, quando a população chega em casa, liga luzes, climatizadores, máquinas e coloca celulares e carros para carregar, a produção solar já é nula. Essa contradição pressiona o sistema elétrico, obriga o uso de fontes térmicas mais caras e poluentes e, ao mesmo tempo, desperdiça parte do potencial solar que poderia ser aproveitado.

A resposta: **baterias de grande porte**
A tecnologia de Sistemas de Armazenamento de Energia (SAEs) surgiu para equilibrar essa equação. O funcionamento é simples de entender: a bateria armazena o excedente gerado durante o dia e devolve à rede no momento em que a demanda cresce. Assim, a energia solar deixa de ser uma fonte intermitente e passa a ser confiável, previsível e útil também nos horários de ponta.
Para o gestor industrial, o benefício é ainda mais direto. As baterias permitem reduzir a demanda no horário de ponta (peak shaving), funcionam como reserva em casos de falha de fornecimento e podem ajudar na gestão de custos ao deslocar consumo para momentos mais baratos.

**Colômbia sai na frente com La Martina**
Esse conceito já saiu do papel na Colômbia. O projeto La Martina, localizado em Paratebueno (entre Cundinamarca e Meta), é a primeira planta solar do país a integrar geração fotovoltaica com baterias em larga escala.

São 6,9 MWh de capacidade instalada em baterias, com sistemas de refrigeração líquida e controles digitais inteligentes. Na prática, isso permitirá injetar 2.200 MWh adicionais por ano na rede elétrica, energia que antes seria desperdiçada. O impacto ambiental também é expressivo: uma redução estimada em 339 toneladas de CO₂ por ano, equivalente ao plantio de 2.372 árvores.

Para o leitor visualizar: uma descarga completa da bateria em La Martina teria energia suficiente para carregar aproximadamente 495 mil celulares de uma só vez.

**E o Brasil, em que pé está?**
No Brasil, projetos como La Martina ainda não operam. O motivo é regulatório. Até agora não havia regras claras sobre como os SAEs poderiam se conectar ao sistema, serem remunerados e participar do mercado de energia.

Esse quadro começou a mudar em 5 de agosto de 2025, quando a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) publicou a Nota Técnica Conjunta nº 13/2025, que consolida a base para a futura resolução regulatória. Entre os avanços, estão a definição conceitual do que é um SAE, o enquadramento jurídico do SAE autônomo como Produtor Independente de Energia, regras para colocalização de baterias com usinas e consumidores, flexibilização de uso da rede para projetos com armazenamento e a possibilidade de prestar serviços ancilares, como estabilização de frequência.

O tema entrou na pauta pública de 12 de agosto de 2025, mas parte da discussão sobre tarifas foi adiada para análise posterior. Ou seja, a regulação caminha, mas ainda não está concluída.

**O que já é possível hoje no Brasil?**
Apesar da ausência de um marco de larga escala, consumidores industriais já encontram benefícios práticos em instalar baterias atrás do medidor. Nesse formato, a energia solar é consumida localmente e o excedente vai para a bateria, não para a rede. Essa configuração, conhecida como “zero export”, foi reconhecida e simplificada por normativos recentes, permitindo que clientes usem o armazenamento sem esbarrar em restrições técnicas de distribuidoras.

Essa saída se mostra especialmente viável em estados como a Bahia, onde o custo de consumir energia no horário de ponta para clientes de média tensão (conectados a 13,8 kV) pode ser até 3,6 vezes mais alto do que no horário fora de ponta. Nesse cenário, a geração solar associada a baterias se torna uma alternativa financeiramente atrativa, permitindo que o cliente industrial reduza sua exposição às tarifas mais caras.

**Quem está por trás do avanço?**
A responsável pelo projeto La Martina é a Erco Energia, empresa colombiana com mais de uma década de atuação em renováveis e presença crescente no Brasil. A companhia recebeu em março de 2025 um novo aporte do Norfund, fundo de desenvolvimento do governo da Noruega, no valor de US$ 20 milhões, como parte de um pacote de US$ 50 milhões para acelerar projetos solares e de armazenamento na América Latina.

Além da Colômbia, a Erco opera no Brasil desde 2022 e se prepara para replicar estes projetos: “Estamos realizando investimentos estratégicos para entregar soluções completas no Brasil. Acreditamos muito nessa combinação de geração solar, baterias e gestão digital para resolver o pico de geração ao meio-dia e dar previsibilidade aos nossos clientes”, afirma Vitor Piva, diretor executivo da Erco Energia no Brasil.

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