Novo relatório da IRENA mostra que sistemas híbridos de energia solar, eólica e baterias já conseguem entregar eletricidade firme durante 24 horas com custos competitivos ou inferiores aos de novas usinas fósseis em regiões favoráveis. A conclusão muda o centro do debate energético: a questão deixa de ser apenas o custo da geração renovável isolada e passa a ser o custo da energia limpa disponível quando o sistema precisa
A virada econômica da energia firme renovável
Durante anos, o principal argumento contra a expansão acelerada das fontes renováveis variáveis foi a intermitência. Solar e eólica eram reconhecidas como competitivas, limpas e escaláveis, mas ainda carregavam a ressalva de que não poderiam substituir, sozinhas, a disponibilidade contínua de térmicas a carvão, gás natural ou óleo combustível. A pergunta era simples: quem entrega energia quando não há sol ou vento?
O novo relatório da Agência Internacional de Energia Renovável, a IRENA, divulgado em 6 de maio de 2026, desloca esse debate para outro patamar. Segundo a agência, sistemas solares e eólicos combinados com armazenamento em baterias já conseguem fornecer eletricidade 24 horas por dia, com confiabilidade e custo competitivo frente a novas fontes fósseis em regiões com bons recursos naturais. A publicação, intitulada 24/7 Renewables: The Economics of Firm Solar and Wind, trata da economia da energia renovável firme, ou seja, da capacidade de entregar energia limpa de forma contínua e despachável.
O ponto central não é apenas tecnológico. É econômico, estratégico e regulatório. A IRENA afirma que o custo firme nivelado da eletricidade de sistemas solar com baterias já varia entre US$ 54/MWh e US$ 82/MWh em regiões de alta irradiância. Esse intervalo se compara a US$ 70/MWh a US$ 85/MWh para nova geração a carvão na China e a mais de US$ 100/MWh para nova capacidade a gás em escala global.
Na prática, isso significa que o debate sobre renováveis já não pode ser restrito ao custo da energia gerada no momento da produção. O indicador mais relevante passa a ser o custo da energia firme, considerando o investimento necessário para armazenar, modular e entregar eletricidade no horário demandado pelo sistema. É nesse ponto que a combinação entre solar, eólica e baterias começa a alterar a lógica de planejamento energético.
O que significa energia renovável 24 horas
Energia renovável 24 horas não significa que uma única usina solar produzirá à noite ou que um parque eólico operará sempre no mesmo nível. O conceito se refere a sistemas híbridos capazes de combinar geração renovável, armazenamento e gestão operacional para entregar energia em blocos contínuos, reduzindo a exposição à variabilidade horária.
A IRENA avalia esse custo a partir do chamado custo firme nivelado da eletricidade. Esse indicador incorpora não apenas o custo de construir e operar uma usina, mas também o custo de tornar fontes variáveis disponíveis quando a rede precisa. No caso de solar e eólica, isso inclui baterias, sobredimensionamento de capacidade, complementaridade entre fontes e otimização do uso da conexão à rede. A Reuters destacou que esse conceito mede o custo médio ao longo da vida útil de uma planta, acrescido do custo de firmar fontes intermitentes para atender à demanda do sistema.
Essa diferença é decisiva. Durante a última década, a energia solar fotovoltaica e a eólica terrestre passaram a figurar entre as fontes mais baratas de nova geração elétrica. Ainda assim, muitos sistemas elétricos continuaram recorrendo a térmicas para atender horários de pico, períodos de baixa produção renovável ou necessidades de segurança operativa. O avanço das baterias muda essa equação porque permite deslocar parte da geração renovável para horários de maior valor econômico.
Segundo a IRENA, os custos instalados totais caíram 87% para a energia solar fotovoltaica desde 2010, 55% para a eólica terrestre e 93% para baterias. Esse movimento simultâneo de queda em geração e armazenamento cria uma nova fronteira de competitividade. Não se trata apenas de produzir energia barata, mas de entregar energia limpa com previsibilidade.
A bateria deixou de ser acessório e virou infraestrutura de sistema
O armazenamento em baterias deixou de ser uma solução complementar e passou a ocupar um papel estrutural na transição energética. Em mercados com alta penetração de renováveis, a bateria não serve apenas para guardar excedentes. Ela reduz cortes de geração, melhora o aproveitamento da conexão à rede, desloca energia para horários de maior preço e contribui para serviços de estabilidade.
Esse novo papel é particularmente relevante porque as redes elétricas não foram desenhadas, historicamente, para lidar com uma presença maciça de fontes variáveis e distribuídas. A expansão renovável exige transmissão, digitalização, flexibilidade, resposta da demanda e armazenamento. A própria IRENA, em sua análise de custos de geração renovável em 2024, destacou que tecnologias habilitadoras como baterias, digitalização e sistemas híbridos são cada vez mais vitais para integrar fontes variáveis, melhorar o desempenho dos ativos e aumentar a capacidade de resposta das redes.
Esse é o ponto que diferencia a atual fase da transição energética das etapas anteriores. A primeira grande onda renovável foi marcada pela queda do custo da geração solar e eólica. A segunda será definida pela capacidade de integrar essas fontes ao sistema elétrico com segurança, flexibilidade e previsibilidade econômica.
A IRENA projeta novas reduções de custo para sistemas solar com armazenamento: cerca de 30% até 2030 e aproximadamente 40% até 2035. Nos melhores locais, isso poderia levar o custo firme para menos de US$ 50/MWh.
O impacto sobre carvão e gás natural
A comparação com combustíveis fósseis é especialmente relevante porque carvão e gás natural ainda desempenham papel central na segurança elétrica de muitos países. O carvão segue presente em economias industriais com grande demanda de base, enquanto o gás natural é frequentemente tratado como combustível de transição, por sua flexibilidade operacional e menor intensidade de carbono em relação ao carvão.
O relatório da IRENA não elimina a complexidade dessa discussão. Sistemas elétricos precisam considerar perfil de carga, disponibilidade de transmissão, custo de capital, estrutura de mercado, segurança de suprimento, licenciamento, cadeia de equipamentos e desenho regulatório. Mas a mensagem econômica é clara: em determinadas regiões, o novo ativo renovável firme já começa a competir diretamente com novas usinas fósseis.
Isso afeta decisões de investimento. Uma térmica a gás ou a carvão tem exposição a preço de combustível, risco geopolítico, custos de emissões, pressão regulatória e possibilidade de se tornar um ativo menos competitivo antes do fim de sua vida útil. Um sistema renovável com armazenamento, por outro lado, concentra seu custo principalmente no investimento inicial, com menor exposição a volatilidade de combustível ao longo da operação.
Esse aspecto ganhou ainda mais peso em um cenário global marcado por choques de energia. A IRENA associou a relevância dos sistemas renováveis resilientes ao risco geopolítico em mercados de óleo e gás, incluindo tensões e interrupções envolvendo o Estreito de Ormuz. A mensagem é que segurança energética não depende apenas de diversificação de fornecedores fósseis, mas também da redução estrutural da dependência de combustíveis sujeitos a choques externos.
O Brasil entra no debate por outro caminho
Para o Brasil, a leitura do relatório exige cuidado. O país já possui uma matriz elétrica majoritariamente renovável, com forte presença hidrelétrica, expansão de solar e eólica e crescente discussão sobre armazenamento. O desafio brasileiro não é substituir uma matriz elétrica dominada por carvão, como ocorre em outros mercados. O desafio é preservar segurança, modicidade tarifária e confiabilidade em uma matriz cada vez mais renovável, descentralizada e sujeita a variabilidade climática.
Ainda assim, o estudo da IRENA tem implicações diretas para o planejamento brasileiro. A pv magazine destacou que, em 2025, os custos firmes de eólica com armazenamento variavam de cerca de US$ 59/MWh na Mongólia Interior a US$ 88/MWh a US$ 94/MWh em mercados como Brasil, Alemanha e Austrália. A projeção é de queda para uma faixa aproximada de US$ 49/MWh a US$ 75/MWh nesses mercados até 2030.
Esse dado é relevante porque o Brasil já convive com um crescimento expressivo de renováveis variáveis e com restrições de transmissão em determinadas regiões. Em alguns momentos, o sistema precisa limitar geração renovável por gargalos de rede, fenômeno conhecido como curtailment. Em outros, precisa acionar térmicas para garantir atendimento em horários críticos ou em períodos hidrológicos desfavoráveis.
A bateria pode atuar como ponte entre essas duas realidades. Ela permite capturar energia renovável que poderia ser desperdiçada, entregar eletricidade em horários de maior necessidade e reduzir parte da dependência de despacho térmico em momentos específicos. Para isso, no entanto, o país precisa avançar em modelos de remuneração, sinal locacional, serviços ancilares, resposta da demanda, leilões bem desenhados e regras claras para armazenamento.
O sinal para investidores
A conclusão da IRENA tem leitura direta para investidores: renováveis firmes passam a ser avaliadas não apenas como ativos climáticos, mas como ativos de infraestrutura energética competitiva. Isso muda o perfil de risco e retorno de projetos híbridos.
Durante muito tempo, projetos solares e eólicos foram analisados principalmente pelo custo da energia gerada, qualidade do recurso, contrato de venda e conexão. Agora, a combinação com armazenamento adiciona novas camadas de valor: arbitragem horária, redução de exposição a preços negativos ou baixos, entrega em horários de pico, contratos 24 horas com grandes consumidores, suporte à rede e possibilidade de atender setores que exigem fornecimento contínuo.
A IRENA também aponta que sistemas híbridos podem ser relevantes para consumidores intensivos em energia, incluindo data centers e aplicações ligadas à inteligência artificial, que demandam eletricidade contínua e confiável. Esse ponto é estratégico porque a expansão da digitalização e da IA amplia a pressão sobre sistemas elétricos, especialmente em mercados onde a demanda cresce mais rápido que a infraestrutura de geração e rede.
Para o capital, isso significa que o ativo renovável deixa de competir apenas por preço médio e passa a competir por qualidade de entrega. O prêmio não estará somente em gerar energia limpa, mas em entregar energia limpa no momento certo, com previsibilidade contratual e capacidade de reduzir riscos de suprimento.
A queda de custos não resolve tudo
Apesar do avanço econômico, a transição para renováveis 24 horas não será automática. A IRENA lembra que ainda existem desafios relacionados a financiamento, licenciamento, gargalos de suprimento, geopolítica e desenho regulatório. Em seu relatório de custos de 2024, a agência observou que, embora 91% da nova capacidade renovável em escala de utilidade tenha gerado energia abaixo do custo da alternativa fóssil mais barata, persistem obstáculos como acesso a capital, atrasos de autorização, gargalos na cadeia de suprimentos e riscos geopolíticos.
Essa ressalva é importante. O fato de uma tecnologia ser competitiva em custo não significa que será implantada na velocidade necessária. O custo de capital continua sendo um divisor de águas. Em países emergentes, projetos renováveis podem enfrentar juros mais altos, risco cambial, dificuldades de financiamento de longo prazo e incertezas regulatórias. O mesmo projeto que é altamente competitivo em um mercado com capital barato pode se tornar menos atrativo em outro com custo financeiro elevado.
Além disso, baterias ainda dependem de cadeias minerais e industriais sensíveis. Lítio, níquel, cobalto, grafite, eletrônica de potência, inversores e sistemas de controle fazem parte de uma geopolítica industrial em formação. A queda de custos observada até aqui foi expressiva, mas a continuidade dessa trajetória dependerá de escala, inovação, reciclagem, diversificação de fornecedores e políticas industriais consistentes.
A energia limpa entra na agenda da segurança energética
O aspecto mais importante do relatório talvez esteja na mudança de linguagem. Renováveis já não são apresentadas apenas como solução climática. Elas passam a ser tratadas como instrumento de segurança energética, competitividade industrial e proteção contra choques de combustíveis.
Essa mudança importa porque a política energética sempre foi guiada por três eixos: custo, segurança e sustentabilidade. Durante décadas, fontes fósseis foram defendidas como necessárias para garantir segurança, ainda que com impacto ambiental e volatilidade de preço. A nova fronteira renovável desafia essa separação. Se solar, eólica e baterias conseguem entregar energia firme a custos competitivos, a segurança energética passa a ter uma alternativa limpa e economicamente defensável.
Isso não significa que todos os sistemas abandonarão combustíveis fósseis no curto prazo. A transição será desigual, com diferenças entre países, regiões, perfis de demanda e estruturas de rede. Mas o argumento de que renováveis seriam estruturalmente incapazes de prover energia confiável fica mais fraco à medida que os custos firmes caem e os projetos híbridos ganham escala.
O que muda até 2035
A projeção da IRENA até 2035 indica que a próxima década será decisiva. Se os custos firmes caírem abaixo de US$ 50/MWh nos melhores locais, projetos renováveis com armazenamento poderão disputar diretamente novos investimentos fósseis em diversos mercados. Essa disputa não será apenas ambiental, mas financeira.
Para países com bons recursos solares e eólicos, a oportunidade é construir vantagem competitiva em torno de energia limpa firme. Isso inclui atrair indústrias eletrointensivas, produzir combustíveis limpos, reduzir importação de fósseis, aumentar resiliência econômica e melhorar a previsibilidade de preços.
Para o Brasil, o tema deveria entrar de forma mais estruturada no debate sobre planejamento energético, expansão da transmissão, leilões, abertura do mercado livre e novos produtos de contratação. O país tem base renovável, experiência hidrelétrica, recursos solares e eólicos relevantes, biomassa, biogás, biometano e uma agenda crescente de descarbonização industrial. O armazenamento pode ser um elemento de integração entre essas frentes.
O desafio está em transformar potencial em mercado. Isso exige regulação que reconheça o valor da flexibilidade, contratos que remunerem firmeza e capacidade, sinal econômico para localização eficiente dos ativos e coordenação entre expansão da geração e da rede.
Uma nova métrica para a transição energética
A principal contribuição do relatório da IRENA é propor uma métrica mais madura para a transição energética. Não basta comparar o custo de uma usina solar isolada com uma térmica. O que importa, cada vez mais, é comparar sistemas capazes de entregar energia no padrão exigido pela economia real.
Quando solar, eólica e baterias passam a competir no fornecimento 24 horas, a discussão deixa de ser sobre a viabilidade das renováveis e passa a ser sobre a velocidade de adaptação dos mercados, das redes e da regulação.
A transição energética entra, assim, em uma fase menos retórica e mais estrutural. A pergunta central já não é se a energia renovável pode ser barata. Isso os dados da última década responderam com clareza. A nova pergunta é se ela pode ser firme, resiliente e competitiva ao mesmo tempo.
A resposta da IRENA, com os dados disponíveis em 2026, é que em muitas regiões essa fronteira já começou a ser cruzada. Para governos, investidores e grandes consumidores, ignorar essa mudança pode custar caro. Não apenas em emissões, mas em competitividade, segurança energética e posicionamento estratégico na economia de baixo carbono.
