Com 995 MW de energia solar e quase 100 MW de armazenamento concedidos no último leilão de energia da Colômbia , a integração de ambas as tecnologias está ganhando terreno, mas enfrenta dificuldades para obter financiamento. Nesse sentido, o setor privado indica que, apesar da queda no custo das baterias, os projetos híbridos ainda encontram obstáculos para alcançar o financiamento necessário.
Durante a Future Energy Summit (FES) Colômbia 2026 , Camilo Bejarano , Gerente de Vendas para o Setor de Energia da JA Solar, alertou que a queda nos preços das baterias não resolve todas as dificuldades enfrentadas pelos desenvolvedores.
“Do nosso ponto de vista como fabricantes, observamos que, quando se trata de fechamento financeiro, os projetos são combinados com dois custos: o da bateria e o do sistema fotovoltaico, como um único projeto”, explicou ele.
“É aí que percebemos que esse fechamento não faz sentido. Por quê? Porque a vida útil dos dois componentes e seus comportamentos são completamente diferentes em termos de taxa de degradação”, acrescentou.
A observação aponta para as particularidades de cada ativo: enquanto os módulos fotovoltaicos podem manter sua produção por várias décadas, os sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) exigem a consideração da perda progressiva de capacidade, dos ciclos de carga e descarga e da eventual substituição de componentes .
Essas variáveis afetam as projeções de receita, as despesas operacionais e os períodos de recuperação de capital. No entanto, sua integração pode oferecer vantagens econômicas quando o planejamento financeiro leva em consideração as características de ambas as equipes.
Baterias mais acessíveis e novos sinais de mercado
O alerta contrasta com as tendências de preços internacionais. De acordo com estimativas do setor, o preço médio das baterias para armazenamento estacionário caiu 45% em relação ao ano anterior, em 2025, para US$ 70/kWh .
Entretanto, o custo nivelado de referência para projetos de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) de quatro horas diminuiu 27%, para US$ 78/MWh, atingindo um de seus níveis históricos mais baixos. Este último indicador considera o custo de fornecimento de energia ao longo da vida útil do projeto e não deve ser confundido com o preço de compra das baterias.
Apesar dessa evolução, Bejarano sugeriu que o mercado colombiano poderia avançar a um ritmo moderado.
“Acreditamos que a Colômbia será mais cautelosa nos próximos dois anos ao tomar decisões sobre mudanças ou ao adotar baterias mais complementares às que já estão instaladas no país”, disse ele.
O recente concurso para aquisição de energia oferece um primeiro indicador da dimensão desta transição.
O Ministério de Minas e Energia informou em 29 de julho que o leilão concedeu 995 MW de energia fotovoltaica e aproximadamente 100 MW de energia de armazenamento , em um esquema que inclui contratos de longo prazo de até 15 anos.
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Durante o primeiro dia, foram alocados quase 100 MW de capacidade de bateria, juntamente com 270 MW de energia solar, enquanto no segundo dia foram contratados mais 725 MW de capacidade fotovoltaica.
O resultado permite avaliar o progresso inicial da contratação híbrida, embora a energia adjudicada ainda precise ser traduzida em instalações construídas e operacionais.
O desafio de transformar o portfólio em capacidade instalada.
A expansão da geração de energia renovável também levanta questões sobre a velocidade de implementação dos investimentos.
O relatório mais recente da XM, publicado em 30 de outubro, indica que a Colômbia adicionou 1038,85 MW de nova energia elétrica entre janeiro e setembro de 2026 , distribuídos por 128 usinas de diferentes tecnologias.
Somente no terceiro trimestre, 42 instalações, totalizando 698,2 MW, entraram em operação, sendo 39 delas solares. Além disso, no final de setembro, outros 140 projetos, totalizando 1147,97 MW, estavam em fase inicial de testes, incluindo 133 iniciativas fotovoltaicas.
Embora os números reflitam um progresso concreto, o representante da JA Solar considerou necessário dar mais atenção ao cumprimento dos cronogramas.
"Não podemos continuar tendo 2 ou 6 GW de projetos no mapa que serão executados... quando?", questionou ele.
Essa abordagem coincide com uma transformação que a empresa observa entre os desenvolvedores: a diversificação de seus portfólios em direção a instalações de diferentes capacidades, combinando pequenas usinas com parques entre 19 e 100 MW e iniciativas superiores a 250 MW.
Essa variedade de escalas também abre possibilidades para incorporar armazenamento em projetos menores, especialmente onde há excedentes de geração ou diferenças de preço entre os horários do dia.
A esse respeito, Bejarano mencionou uma solução implementada na Colômbia que inclui unidades de bateria de 5 MWh conectadas a instalações de aproximadamente 1,4 MW , destinadas a capturar energia e transferir sua entrega para períodos de maior valor.
“O que esses dispositivos Grid Savers fazem é conectar as redes de 1,4 MW, capturando essas perdas em unidades de bateria de 5 MWh para poder suprir a demanda nos horários de pico”, explicou ele.
O exemplo mostra um uso alternativo de armazenamento além dos grandes parques híbridos, embora sua viabilidade dependa das condições de conexão, da renda disponível e das características de cada instalação.
Reviva o FES Colômbia aqui:
Por Ailén Pedrotti
Por Emilia Lardizabal
Por Energía Estratégica
