A Energisa, grupo do setor elétrico com atuação em distribuição, transmissão, geração e comercialização de energia, anunciou a venda integral de cinco ativos de transmissão de energia, em uma operação avaliada em R$ 2,293 bilhões considerando o valor da empresa (enterprise value).
Segundo comunicado divulgado pela companhia, a medida faz parte da estratégia de otimização da estrutura de capital e reciclagem de investimentos.
A operação envolve a alienação de 100% das ações de transmissoras localizadas no Tocantins, Pará e Goiás, atualmente controladas pela Energisa e por sua subsidiária Energisa Transmissão e Energia.
Os ativos incluídos na transação são a Energisa Tocantins Transmissora de Energia I, Energisa Tocantins Transmissora de Energia II, Energisa Pará Transmissora de Energia I, Energisa Pará Transmissora de Energia II e Energisa Goiás Transmissora de Energia I.
O contrato considera como data-base 31 de dezembro de 2025. Descontada a dívida líquida dos ativos, estimada em R$ 748 milhões, o valor patrimonial (equity value) da operação chega a R$ 1,545 bilhão. O montante ainda será corrigido pelo CDI até a conclusão do fechamento do negócio.
A conclusão da operação depende de aprovações regulatórias, incluindo aval da Agência Nacional de Energia Elétrica e do Conselho Administrativo de Defesa Econômica.
Após o fechamento, a Energisa afirmou que continuará operando uma plataforma relevante no segmento de transmissão, com receita anual permitida de R$ 777 milhões, considerando cinco ativos operacionais e três em construção.
Segundo a companhia, os recursos obtidos com a venda serão destinados ao processo de desalavancagem, com foco na maximização de valor para os acionistas.
Uma onda de megainstalações de baterias está prestes a ser conectada à rede elétrica neste ano — do Brasil à Mongólia.
A queda dos custos e a disparada da demanda por energia vinda de data centers já tinham preparado o terreno para um crescimento rápido. A guerra no Oriente Médio ajudou a acelerar a tendência ao aumentar a procura por alternativas aos combustíveis fósseis, que ficaram mais caros, e transformou 2026 no ano em que as baterias passam a ter peso no sistema energético global.
Analistas da BloombergNEF já previam que as instalações cresceriam cerca de um terço neste ano, puxadas pela expansão na Europa, no Oriente Médio, na África e na América Latina. Esse ritmo pode ganhar ainda mais força se as interrupções no fornecimento de combustível persistirem.
Os sinais da aceleração já começam a aparecer. Uma fabricante chinesa de baterias projetou um forte aumento no lucro do primeiro trimestre à medida que a demanda global cresce. No Vietnã, uma desenvolvedora pediu autorização para substituir um projeto de geração a partir de GNL por renováveis combinadas com armazenamento.
“Chegamos a um ponto em que, toda vez que alguém avalia investir no sistema elétrico, as baterias são uma das opções mais atrativas”, disse Brent Wanner, chefe da unidade do setor elétrico na Agência Internacional de Energia (IEA). “Os sistemas de armazenamento por bateria vão continuar crescendo por um bom tempo.”
Em mercados inundados de energia solar e eólica — tecnologias que se expandiram muito desde a última crise energética, em 2022 —, os operadores de baterias conseguem comprar eletricidade quando ela está barata e revender nos momentos de pico da demanda.
O leilão no Brasil
Não é só isso. Hoje, no Brasil, o sol produz mais eletricidade do que as hidrelétricas. Elas caíram para o segundo lugar da matriz, com 32%. E a diferença só aumenta quando o relógio marca meio-dia: 44% da energia nacional vem direto dos painéis, num pico só. Só tem um problema.
Flui mais energia do que os fios de transmissão dão conta quando o sol está a pino. O ONS, Operador Nacional do Sistema Elétrico, manda desligar parte do que vem chegando – é o curtailment, no vocabulário do setor.
Energia pronta para consumo que some antes de encontrar a tomada. Somando tudo ao longo de um dia, 20% do que solar e eólica poderiam entregar viram nada.
Em potência, a perda chega a 4 GW. Dá para acender uma cidade de 12 milhões de pessoas. Para quem quer uma régua conhecida: Itaipu tem 14 GW.
Quando o sol se põe, a peça inverte. Agora falta energia. O sistema, que horas antes estava cortando geração, passa a suplicar por oferta. A saída para esse vaivém diário é quase intuitiva: guardar o que sobrou do dia para gastar à noite.
É por isso que o governo federal prepara o primeiro “leilão de reserva de potência” do país. Na prática, uma convocação a empresas dispostas a erguer “fazendas de baterias” — no termo técnico, BESSs, de Battery Energy Storage Systems.
O modelo de receita é simples. A empresa monta um parque de megabaterias de lítio. De dia, aproveita a enxurrada de geração para comprar barato – boa parte é justamente o excedente que seria cortado, então o desconto tende a ser generoso.
Depois que o sol vai embora, as baterias devolvem os elétrons à rede, num momento em que ela está implorando por oferta e pagando preço de pico. Entre uma ponta e outra, há espaço para uma margem de lucro para as empresas interessada em investir no armazenamento.
O leilão está previsto para junho e deve abrir espaço para 2 GW em energia estocada.
A Europa também passa por curtailments. Só a Alemanha deve perder 3,7 bilhões de euros (US$ 4,4 bilhões) com corte da produção renovável neste ano. O armazenamento deve disparar pelo continente, com a capacidade projetada para crescer cerca de cinco vezes até o fim da década.
Trata-se de um fenômeno global, na verdade.
Na Mongólia, três megainstalações entraram em operação recentemente com potência combinada de 3 GW. Na Escócia, duas enormes fazendas de baterias vizinhas, no terreno de uma antiga mina de carvão, vão começar a operar ainda neste ano.
A Austrália dá uma prévia de como o boom está remodelando os sistemas de energia. Pouco depois da entrada parcial em operação, no ano passado, de um megaprojeto conhecido como Waratah Super Battery, em Nova Gales do Sul, as baterias despejaram mais eletricidade na rede principal durante o pico da noite do que as usinas a gás.
A expectativa é que o empreendimento atinja operação plena em 2026. O armazenamento também tem ajudado a adiar uma esperada escassez de gás, à medida que os campos domésticos se esgotam, o que reforça seu papel na segurança energética do país.
Um dos grandes motivos de os projetos terem ficado mais atrativos é a queda rápida dos custos. Waratah, por exemplo, custaria 20% menos para ser construída hoje do que quando as obras começaram, quatro anos atrás, segundo Nick Carter, CEO da Akaysha Energy, dona do projeto.
Excesso de baterias
No centro do boom global do armazenamento de energia está o papel da China na produção dos equipamentos. Anos de investimento em sua cadeia de veículos elétricos criaram um excedente de baterias, puxando os preços para baixo e inundando os mercados globais com equipamentos mais baratos.
O país responde hoje pela maior parte da capacidade global de fabricação, além de cerca de metade das instalações de baterias em escala de rede já existentes. Isso se deve, em parte, a uma exigência de 2021 que obrigava projetos de renováveis a incluir armazenamento de energia, regra que acabou sendo revogada.
O padrão lembra o ciclo da indústria solar depois de 2021, quando o salto da demanda disparou uma onda de investimentos que levou à oferta excessiva, à queda dos preços e, por fim, à adoção em massa, segundo a consultoria Trivium China. O que chama atenção é que a queda dos preços das baterias acontece mesmo com a alta dos custos da maioria das outras tecnologias de energia limpa.
Isso significa que a conta dos projetos está mudando rápido. Em meados de 2024, a australiana AGL Energy. começou a construir uma grande bateria em Nova Gales do Sul. Seis meses depois, aprovou outro projeto no mesmo estado com custo por megawatt-hora cerca da metade do anterior, segundo o CEO, Damien Nicks.
Demanda em disparada
Com os sistemas elétricos sob pressão em grande parte do mundo, a onda de baterias mais baratas chega num momento decisivo.
Nos EUA, a velocidade da construção é um fator importante. Data centers do Texas ao Tennessee têm recorrido à combinação de solar com baterias porque as usinas tradicionais não conseguem ser erguidas com a rapidez necessária, já que a escassez de turbinas e os gargalos na rede atrasam os prazos. Perto de Memphis, no Tennessee, a xAI, empresa de inteligência artificial de Elon Musk, instalou fileiras de baterias Megapack da Tesla Inc. em sua instalação de supercomputação Colossus, para lidar com apagões e com a disparada do consumo elétrico.
As baterias devem responder por mais de um quarto da capacidade recorde de geração que os EUA vão adicionar em 2026, segundo a Energy Information Administration (EIA).
“Muita gente ainda enxerga a história das baterias como uma tecnologia de energia limpa”, disse Jeff Monday, diretor de crescimento da fornecedora de armazenamento Fluence Energy Inc. “Vimos uma evolução — a tecnologia de baterias hoje é vista como algo que dá resiliência à rede.”
Por Keira Wright, Mark Chediak, Petra Sorge e Redação InvestNews
De fabricantes de equipamentos a empresas de transmissão de energia, o setor elétrico se mobiliza para um leilão inédito no Brasil: o das megabaterias – no que deve ser o primeiro grande passo de uma indústria que pode atrair R$ 45 bilhões em investimentos pelos próximos quatro anos.
Essas máquinas chegam para tentar equilibrar a operação do sistema elétrico, que hoje vive entre picos e quedas bruscas de oferta. Com a expansão da geração de energia solar, a rede fica sobrecarregada durante o dia – quando o sol está a pino e a demanda por eletricidade é mais baixa. Mas ainda falta energia à noite, quando o consumo sobe e o sol já não contribui.
O plano é que as megabaterias compensem em tempo real essa produção inconstante, com armazenamento de energia quando sobra e devolução da rede quando falta. A tecnologia é conhecida em inglês como BESS, de Battery Energy Storage System. E funciona assim:
A lista de interessados
Previsto para junho, o leilão ainda não tem as regras definitivas anunciadas.
Por ora, o Ministério de Minas e Energia fala em contratar 2 GW de potência – ou seja, dispor de até 2 gigawatts prontos para entrar na rede a qualquer momento. Em termos de escala, é o suficiente para abastecer uma cidade com cerca de 6 milhões de habitantes. Os cálculos de analistas e executivos do setor é que os projetos movimentem investimentos da ordem de R$ 10 bilhões.
Nas propostas discutidas até agora, fala-se que cada projeto deverá ter ao menos 30 MW de potência e ser capaz de sustentar essa entrega por até quatro horas seguidas quando for acionado.
Embora o edital ainda não tenha sido publicado, muitas empresas começaram a se organizar para a disputa.
A ISA Energia está entre as que avaliam entrar na concorrência. A empresa líder em transmissão no país, controlada pela colombiana ISA, já está familiarizada com o negócio, dado que é responsável pelo primeiro sistema de armazenamento em larga escala do país.
O equipamento é localizado em Registro, no litoral sul de São Paulo, e foi inaugurado em 2023. Ali, a unidade consegue sustentar, por até duas horas, o consumo médio equivalente ao de uma cidade com cerca de 90 mil habitantes.
A companhia diz que acompanhar o leilão é um desdobramento natural, mas apontou o entendimento de que ainda há incertezas sobre o desenho final do certame.
“Do ponto de vista técnico, faz sentido a empresa olhar”, diz Rui Chammas, CEO da ISA. “Mas será um grande desafio e vamos ter que avaliar bem, especialmente porque muita gente está dizendo que vai participar.”
Publicamente, a Engie e a Axia (ex-Eletrobras) também demonstraram interesse no leilão. Na apresentação de resultados do último trimestre, a Axia afirmou ter mais de 4 GW em projetos de armazenamento já desenhados – o dobro do que o governo sinalizou que pretende contratar.
Nas diretrizes iniciais, o governo prevê um modelo de pagamento pela disponibilidade dos projetos. Ou seja: a companhia de energia instala as baterias, mantém o sistema pronto para operar e recebe uma remuneração fixa por isso.
O cenário brasileiro e a ofensiva da WEG
Em um leilão como esse, o contrato com o governo é assinado por empresas de energia: geradoras, transmissoras e distribuidoras. Mas há outro grupo atento a cada linha do edital: as fabricantes das megabaterias.
Isso porque a definição dessa disputa pode destravar um mercado ainda incipiente no país. Hoje, o Brasil soma algo perto de 900 MWh em projetos de armazenamento já instalados ou contratados. É pouco: sustentaria a demanda elétrica nacional por apenas 40 segundos.
Enquanto isso, na China, líder absoluta na implementação dessa tecnologia, o sistema de BESS já consegue manter o consumo de todo o país por cerca de 30 minutos. Nos Estados Unidos, 20.
Não à toa, a expectativa é a de investimentos bilionários no setor nos próximos anos para que essa capacidade cresça. A Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia (ABSAE) estima que o mercado brasileiro de armazenamento possa atrair até R$ 45 bilhões até 2030.
Em relatório publicado no ano passado, a XP avaliou que uma empresa brasileira tem porte suficiente para conquistar espaço nesse segmento: a WEG. A companhia catarinense entrou no mercado de BESS em 2019, após a aquisição da americana Northern Power Systems.
Hoje, a empresa trata essa tecnologia como uma de suas principais apostas de crescimento – e espera que o segmento gere algo como R$ 3,2 bilhões em receitas para ela nos próximos 10 anos.
Na corrida para garantir esse espaço, a WEG anunciou em fevereiro a construção de uma fábrica de BESS em Itajaí, em Santa Catarina. A inauguração está prevista para o segundo semestre de 2027.
“A WEG vem se preparando para isso [o leilão de BESS] há algum tempo”, disse André Salgueiro, diretor financeiro e de RI da companhia, na teleconferência de resultados do quarto trimestre.
A concorrência chinesa
Só que a WEG terá que disputar essa demanda com gigantes globais.
No mundo, quem lidera o ramo das megabaterias é a Tesla. Em 2024, a empresa de Elon Musk tinha 15% do mercado. Logo atrás há uma série de chinesas: Sungrow, CATL, Huawei e BYD.
No Brasil, a Huawei afirma ser a líder de mercado, com cerca de 100 MWh já em operação – ou seja, um conjunto de baterias que, juntas, conseguem armazenar 100 megawatts-hora de energia. Na prática, isso equivale a atender algo como 400 mil casas ao longo de uma hora.
Para este ano, a empresa afirma ter mais 400 MWh já contratados para instalar. Globalmente, o segmento de Digital Power, em que estão as BESS, responde por 10% da receita da Huawei.
No leilão de baterias, a empresa chinesa pretende repetir um modelo já adotado em outros projetos: ela entra com a tecnologia e o conhecimento técnico, enquanto uma empresa parceira fica responsável por estruturar o negócio – do financiamento à relação com o governo.
Segundo Roberto Valer, CTO (Chief Technology Officer) da área de Digital Power da Huawei no Brasil, já há mais de um parceiro definido para esse certame, mas os nomes seguem em sigilo.
Enquanto aguarda o edital federal, a Huawei tem buscado projetos pontuais para ganhar escala e visibilidade. É o caso do Mercado Municipal de Santo Amaro, em São Paulo: instalados no estacionamento, os gabinetes de baterias chegaram a garantir o funcionamento do espaço durante um apagão na região.
Além disso, em parceria com a Prefeitura de São Paulo e a Matrix Energia, a companhia está instalando sistemas BESS em garagens de ônibus para viabilizar a frota elétrica. Cada módulo consegue carregar até 29 ônibus. Na prática, as baterias armazenam energia ao longo do dia e liberam na hora da recarga, o que reduz a pressão sobre a rede e amplia a capacidade elétrica do local.
Por que agora?
As baterias surgem como um dos remédios para aquela que é hoje a principal dor de cabeça das empresas de geração renovável: o curtailment (corte de geração).
Quando o sistema produz energia demais, o Operador Nacional do Sistema (ONS) ordena que usinas eólicas e solares desliguem parte da produção – para evitar que o excesso desestabilize a rede.
O problema está ligado à expansão da chamada geração distribuída (GD) – os painéis solares espalhados pelos telhados no país. Como essas unidades são descentralizadas, o ONS não consegue ligá-las ou desligá-las individualmente. Então, faz o que pode: trava as grandes usinas.
Atualmente, estima-se que 20% da geração solar e eólica pronta para chegar aos fios acaba sendo “desplugada” ao longo do dia para garantir a estabilidade da rede.
Mas não é só o curtailment que torna as baterias de armazenamento atrativas agora.
Um fator relevante é o preço médio das baterias de íon-lítio, que despencou na última década. Entre 2013 e 2023, os custos da principal tecnologia por trás dos sistemas BESS recuaram cerca de 80%. Somente de 2023 para 2024, a queda foi de 40%.
A expectativa é que a tendência continue. Com ganhos de escala, estimativas indicam que o preço pode chegar a US$ 64 por kWh até 2030 — versus US$ 115 em 2024.
A italiana Enel deve apresentar na próxima semana uma atualização estratégica com foco maior na Europa e nos EUA, numa tentativa de garantir retornos mais estáveis, disseram pessoas familiarizadas com o assunto.
A empresa de energia, com sede em Roma, expandiu-se globalmente nas últimas décadas, construindo uma presença significativa na América Latina, entre outros mercados. Agora, é provável que direcione seu capital principalmente para a Europa e alguns estados dos EUA, aproveitando um ambiente regulatório e político mais estável, disseram as fontes, que pediram anonimato, já que o plano ainda não é público.
As utilities europeias estão cada vez mais concentradas em mercados que oferecem retornos previsíveis a longo prazo, especialmente em redes elétricas reguladas — uma área-chave de crescimento em meio à transição energética.
À medida que essas empresas reservam bilhões de euros para melhorias essenciais nas redes, elas se beneficiam de maior previsibilidade nos preços da energia, tanto na Europa quanto nos EUA, onde a regulamentação estadual define retornos permitidos e recuperação de custos.
Uma porta-voz da Enel se recusou a comentar o plano estratégico antes de sua apresentação no Capital Markets Day da empresa, na segunda-feira.
Algumas utilities europeias enfrentaram dificuldades em outros mercados nos últimos anos. No Brasil, por exemplo, o governo instruiu o regulador do setor a revisar uma concessão da Enel em São Paulo após tempestades que causaram longos cortes de energia. A empresa também enfrentou problemas com uma licença no Chile, novamente após interrupções no fornecimento de energia.
A América Latina continuará fazendo parte do portfólio da Enel, segundo as fontes, que afirmaram que a mudança de estratégia não indica uma retirada abrupta de nenhuma região.
Também é verdade que os marcos regulatórios nos mercados europeu e americano não são imutáveis. Apenas neste mês, um plano do governo italiano para retirar os custos de carbono das contas de energia provocou forte queda nos preços futuros. A medida poderia comprimir as margens da Enel, prejudicando a perspectiva de lucros, embora ainda dependa da aprovação da União Europeia.
Entre outras utilities que estão recalibrando suas estratégias, a espanhola Iberdrola SA apresentou no ano passado um programa de investimentos de €58 bilhões (US$ 68 bilhões), focado na distribuição de eletricidade em países onde a regulamentação é considerada mais favorável.
A aprovação do edital do Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) pela Aneel trouxe frustração a agentes do setor e aumentou as incertezas em torno dos planos da Eneva, uma das principais interessadas no certame.
Este leilão de 2026 é estratégico para a Eneva porque abre a oportunidade de renovar contratos de cerca de 2 gigawatts (GW) de usinas termelétricas a gás natural já em operação, cujos acordos vencem entre 2026 e 2031.
Mas os preços que a Aneel aprovou ficaram bem abaixo do concenso de mercado. A Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou preços-teto de até R$ 1,4 milhão por megawatt (MW) ano para usinas termelétricas a gás natural e carvão, além de valores de até R$ 1,6 milhão/MW.ano para novos empreendimentos. Os patamares ficaram bem abaixo da expectativa de mercado, que girava em torno de R$ 3 milhões/MW.ano.
Os preços-teto equivalem a R$ 182 por megawatt-hora (MWh) para novos projetos termelétricos e R$ 128/MWh para usinas existentes. Abaixo do consenso de mercado – que apontava para valores entre R$ 220/MWh e R$ 300/MWh. Em relatório, o UBS BB afirmou que, se confirmados, os números são “muito negativos” para a Eneva.
Na avaliação do Citi, o impacto vai além dos preços definidos no leilão. O banco destacou mudanças recentes nas regras do sistema de transporte de gás como um fator adicional de pressão sobre o modelo de negócios da companhia. Na semana passada, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) anunciou um desconto de 15% na tarifa de transporte da capacidade de saída para contratos firmes com prazo igual ou superior a dez anos.
A medida ocorreu após outra alteração regulatória que passou a exigir que as usinas elegíveis ao leilão contratem capacidade firme de gás equivalente a pelo menos 70% da capacidade da usina. Para o Citi, o esforço do governo em reduzir os preços da energia tende a dificultar a viabilização econômica de projetos termelétricos, especialmente os de maior porte.
Com esses novos parâmetros, o Citi também apontou risco de revisão para baixo do preço-alvo da Eneva e avaliou que, com os preços atuais, pode ser difícil para o governo recontratar nova capacidade nos volumes planejados.
Sistema elétrico brasileiro
O LRCAP tem como objetivo reforçar a segurança do sistema elétrico diante do aumento da participação de fontes renováveis intermitentes na matriz. O governo pretende contratar mais de 2 GW de capacidade nos leilões previstos para março em 18 de março, para usinas a gás, carvão e hidrelétricas, e em 20 de março, para térmicas a diesel e óleo combustível.
Além da Eneva, o leilão é acompanhado por outros grandes geradores termelétricos, como a Âmbar, do grupo J&F, e a Petrobras, além de empresas do setor hidrelétrico interessadas em expansões de usinas existentes. Na tarde desta terça-feira, as ações da Eneva operavam em forte queda na bolsa, de cerca de 15%, refletindo a leitura negativa do mercado sobre os parâmetros do certame. Na mínima, os papéis da companhia desabaram 19%.
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