Bateria no parque eólico ou solar: quanto do curtailment um BESS no seu ponto de conexão recupera

Resposta direta: depende do perfil horário do corte do seu conjunto, e ele está publicado semi-hora a semi-hora pelo ONS. Em 2025 o operador cortou 36,2 TWh de eólica e solar por restrição de operação, e a mediana dos pontos com corte perdeu 639 horas de plena carga por MW instalado. Um sistema de baterias no mesmo ponto de conexão só recupera a parte do corte que cabe na energia da bateria e que se repete todo dia: no exemplo real desta página, um conjunto eólico de 206 MW no Rio Grande do Norte que perdeu 44 % do que geraria em 20 meses recupera 15 % do corte com uma bateria de um quarto da potência do parque, 28 % com metade e 48 % com a potência inteira, sempre em 4 horas. A triagem A-Híb entrega esse número para o seu conjunto em 48 horas, a partir do dado aberto e sem pedir nenhum dado confidencial.

Tem eólica ou solar cortada? Mande o nome do conjunto e o ponto de conexão. WhatsApp (67) 98131-7507 · alessandro@estudoseletricos.com

O corte virou linha de custo, e o dado está aberto

Curtailment, ou constrained-off, é a geração que o parque poderia entregar e o ONS mandou reduzir. O operador publica o registro por usina ou conjunto, a cada meia hora, com a geração de referência, a geração verificada, o motivo (energético, confiabilidade ou elétrico) e a origem (local ou sistêmica). Foi desse dado que saiu o ranking do curtailment em 141 subestações: em 2025, 29,4 TWh dos 36,2 cortados saíram de conjuntos conectados em 61 dessas subestações, e de janeiro a agosto de 2026 o corte nelas já supera em 15 % o mesmo período de 2025.

O que o ranking não diz, e é o que decide se bateria resolve, é como o corte se distribui ao longo do dia e do ano em cada conjunto. Dois parques com as mesmas horas cortadas por ano podem ter respostas opostas: um perde 4 horas todo dia ao meio-dia e o outro perde dias inteiros em um mês de vento forte. O primeiro é o caso de bateria. O segundo não é.

O que uma bateria no ponto de conexão faz, e o que não faz

A lógica é simples: a bateria carrega com a energia que seria cortada e descarrega quando o corte acabou, de preferência nas horas em que a energia vale mais. Como ela fica atrás do mesmo ponto de conexão do parque, não precisa de vão novo em subestação, nem de linha nova, nem de outro montante de uso do sistema de transmissão. É a forma mais barata de colocar armazenamento na rede, e é por isso que a regulação passou a tratar o armazenamento colocalizado com usina existente como caminho próprio (Resolução Normativa ANEEL nº 1.162/2026).

Os limites também são simples, e a triagem os quantifica:

A bateria só absorve o que cabe nela. Um sistema de 4 horas com um quarto da potência do parque enche em uma manhã de corte forte e passa o resto do dia cheio. O que sobra continua cortado.
Ciclo diário. Se o corte dura vários dias seguidos, a bateria carrega uma vez e não tem onde descarregar. Corte concentrado em poucas horas por dia rende mais que o mesmo volume espalhado.
Origem do corte. Corte local (a rede na frente do parque não escoa) é aliviado pela bateria, e o argumento é também de acesso: ela retira potência do momento crítico. Corte sistêmico (sobra de energia no SIN) só se resolve deslocando energia no tempo, e o argumento é de receita.
A descarga precisa caber no barramento. Se o parque já injeta perto do limite do ponto nas horas fora do corte, a bateria precisa descarregar em horas de vento ou sol fraco. A margem de injeção do barramento entra na conta.
Eficiência. Cada MWh que entra volta como 0,85 MWh, no valor de referência de eficiência de ciclo completo que os leilões de reserva de capacidade exigem como mínimo.

Exemplo real: Conjunto Cumaru, João Câmara III 230 kV (RN)

O conjunto reúne cinco usinas eólicas (Cumaru I a V), 205,8 MW instalados, conectado na subestação João Câmara III, a de maior relação entre horas cortadas e potência instalada do país em 2025. Tudo abaixo vem do dado aberto do ONS entre janeiro de 2025 e agosto de 2026 e do extrato horário do PLD da CCEE, com o método declarado no fim da página.

O que o dado diz	Cumaru, jan/2025 a ago/2026
Energia cortada	677 GWh, ou 44 % do que o conjunto geraria sem restrição
Só em 2025	447 GWh, o equivalente a 2.173 horas de plena carga
Motivo	confiabilidade 394 GWh · energético 274 GWh · elétrico 10 GWh
Origem	48 % local, 52 % sistêmica
Horas de pico do corte	das 10 h às 13 h
Dias com corte	546 dos 609 dias do período
Corte diário	mediana 938 MWh · 10 % dos dias acima de 2.999 MWh · máximo 4.299 MWh
Maior corte instantâneo	203 MW, o parque inteiro

Com esse perfil, três tamanhos de bateria de 4 horas, um ciclo por dia, carregando só com energia que seria cortada:

Bateria	Potência / energia	Recupera do corte	Valor ao PLD horário (teto declarado)
25 % da potência do parque	52 MW / 206 MWh	15 %	cerca de R$ 13 milhões por ano
50 %	103 MW / 412 MWh	28 %	cerca de R$ 25 milhões por ano
100 %	206 MW / 823 MWh	48 %	cerca de R$ 43 milhões por ano

O valor é o teto: descarga perfeita nas quatro horas mais caras de cada mês, sem encargo de rede, tributo nem degradação. Serve para ordenar tamanhos e para dizer se vale abrir o estudo, não para fechar financiamento. O que o exemplo mostra é o formato da resposta: a bateria de um quarto da potência enche em 444 dos 546 dias com corte e recupera 15 %; dobrar a bateria quase dobra a energia recuperada (de 15 % para 28 %), e dobrar de novo rende menos (48 %), porque a bateria de 823 MWh só enche em 296 dos 546 dias com corte e nos demais fica parcialmente vazia.

No mesmo ponto, o modelo de fluxo de potência calcula margem de injeção de 719 MW na condição normal e a mesma margem na pior contingência simples, com 1.469 MW de margem de recarga. Para o Cumaru a pergunta "a descarga cabe?" tem resposta folgada. Em outros pontos da mesma lista não tem, e é por isso que a margem faz parte da triagem.

O que a triagem A-Híb entrega

Um relatório em PDF de 8 a 10 páginas por conjunto, no padrão dos relatórios de triagem de barramento, em 48 horas a partir do pedido:

Perfil do corte do conjunto. Horas do dia e meses em que o ONS cortou, por motivo e origem; duração típica dos episódios; MW médio e máximo cortado; distribuição diária (mediana, percentil 90 e máximo).
Quanto um BESS recupera. Três tamanhos (25 %, 50 % e 100 % da potência do parque, 4 horas), com a energia recuperada em cada ano, em MWh e em horas equivalentes, e o número de dias em que a bateria enche. Sem preço de energia embutido: você aplica o seu PLD ou o seu contrato. A calculadora de viabilidade do site faz a conta de receita.
O barramento aguenta? Margem de injeção normal e firme (N-1) e margem de recarga do ponto, lidas para a hipótese "parque mais bateria descarregando fora do corte": há espaço para a descarga coincidir com o pico do parque, ou a bateria só vale se deslocar a injeção?
Leitura regulatória. Se o ponto é bonificado no Leilão de Reserva de Capacidade de 2026, o que muda na oferta; se não é, o caminho pela colocalização (REN 1.162) ou pelo mercado livre.
Ficha oficial do ponto. Linhas, transformadores e transmissora, do cadastro do ONS, e as três perguntas que o estudo de conexão completo terá de responder.

O que precisamos de você: só o nome do conjunto ou das usinas e o ponto de conexão. Toda a série vem do dado aberto; nenhum dado de operação, contrato ou medição sai da sua empresa.

Quer ver o formato antes de pedir? Peça o exemplar do Cumaru e receba o relatório completo do exemplo desta página.

Três caminhos para a bateria colocalizada

O mesmo sistema de baterias atrás do ponto de conexão do parque pode entrar na rede por três portas, e a triagem diz qual delas o perfil do corte e a margem do barramento sustentam:

Caminho	Quando faz sentido	O que a triagem verifica
Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP 2026, certames de 02 e 04/12)	o ponto é um dos 129 barramentos bonificados e a bateria tem 30 MW ou mais por 4 horas	capacidade remanescente do ponto, potência da bateria contra a margem, projetos habilitados que disputam o mesmo barramento
Colocalização com usina existente (REN 1.162/2026)	o objetivo é recuperar o corte e vender no mercado	perfil do corte, dias em que a bateria enche, margem para a descarga
Mercado livre (armazenamento autônomo)	o ponto tem margem e a bateria opera por conta própria	spread do PLD horário no submercado e margem do barramento

Nos três a pergunta física é a mesma, e é a que o estudo de conexão completo responde depois da triagem: fluxo de potência nos dois sentidos, curto-circuito e a capacidade remanescente do ponto.

Método e limites, declarados

Corte = máximo entre zero e a diferença entre a geração de referência final e a geração verificada, meia hora a meia hora, só nos registros com motivo declarado. É a mesma definição do ranking por subestação; sem esse filtro o corte sobe cerca de 8 % com registros sem causa.
Bateria: 4 horas de energia, um ciclo por dia, carga apenas com energia cortada, eficiência de ciclo 0,85, descarga nas quatro horas de maior PLD do mês no submercado. Não há modelagem de degradação, de encargo de uso da rede nem de tributo.
Margem do barramento: modelo de fluxo de potência próprio sobre os casos públicos da EPE, com o método publicado na página de previsão barra a barra. A capacidade oficial é a do processo de acesso e da Nota Técnica de Quantitativos do ONS/EPE.
Atribuição do conjunto ao ponto: pelo nome do ponto de conexão do cadastro do ONS ou por distância à subestação, como na página do ranking.

A triagem é um instrumento de decisão de 48 horas. O estudo de conexão, com ART, é outro produto e outro prazo.

Perguntas frequentes

Meu parque não está entre os 141 pontos da lista. A triagem serve? Serve, desde que o conjunto apareça no dado de constrained-off do ONS, que cobre as usinas eólicas e fotovoltaicas despachadas centralizadamente. A margem do barramento é calculada para qualquer ponto da Rede Básica que esteja no caso da EPE.

A bateria precisa ter 30 MW? Só para disputar o Leilão de Reserva de Capacidade — e o piso não é o que parece: o art. 7º, III da Portaria Normativa MME nº 136/2026 exige 30 MW de disponibilidade de potência máxima, que é a potência instalada multiplicada pelo Fator de Capacidade Máxima declarado MENOS o consumo interno e as perdas até o barramento de conexão. Com 2 % de consumo interno, um sistema de 30 MW instalados oferta 29,4 MW e é reprovado; para ofertar 30 é preciso instalar 30,6 MW. Para a colocalização e para o mercado livre não há esse piso; a triagem simula três tamanhos relativos à potência do parque justamente porque o tamanho certo depende do perfil do corte.

Por que 25 %, 50 % e 100 % da potência do parque? Porque o que decide é a relação entre a energia da bateria e o corte diário típico. Nos conjuntos analisados, a bateria pequena enche na maioria dos dias com corte e a grande passa boa parte do ano meio vazia. Os três pontos mostram a curva; se o seu caso pedir outro tamanho, o relatório indica.

O valor em reais é o que eu vou receber? Não. É o teto ao PLD horário, com despacho perfeito e sem custos. O relatório entrega a energia recuperada em MWh por ano e por tamanho; o valor é uma referência para comparar tamanhos, e o seu contrato ou PLD é o que vale.

Preciso mandar dados da operação do parque? Não. Tudo sai do dado aberto do ONS e da CCEE, publicado por conjunto. Basta o nome do conjunto ou das usinas e o ponto de conexão.

E se o barramento não tiver margem para a descarga? A triagem diz isso com número, e é a resposta mais útil que ela pode dar: a bateria passa a valer só se deslocar a injeção do parque, ou o caminho é outro ponto. É o que separa a triagem de uma conta de curtailment feita só com a série do corte.

Quer o número do seu conjunto? Chame no WhatsApp com o nome do conjunto e o ponto de conexão. Resposta em 48 horas.