A América Latina não possui a escala de produção da China e não controla uma parcela significativa da cadeia de suprimentos global de energia renovável. No entanto, possui outra vantagem que pode compensar parte dessa lacuna: recursos solares, eólicos e hidrelétricos que lhe permitem alcançar alguns dos maiores fatores de capacidade do mundo.
O novo relatório "Custos da Geração de Energia Renovável em 2025", da Agência Internacional de Energia Renovável ( IRENA ), mostra que essa qualidade do recurso já se traduz em custos competitivos.
O Brasil se destaca como o caso mais forte. Em 2025, o custo nivelado da energia fotovoltaica caiu para US$ 37/MWh , abaixo da média global de US$ 44/MWh e muito próximo dos US$ 36/MWh registrados na China. Para a energia eólica onshore, o país atingiu US$ 31/MWh , ficando atrás apenas do mercado chinês entre as principais economias analisadas.
Mas o mapa regional também revela uma transição em velocidades diferentes. Enquanto o Brasil consolida sua escala, o Chile avança no armazenamento de energia de longa duração e o Peru aproveita seus excepcionais recursos eólicos, a América Central, o Caribe e partes da América do Sul ainda arcam com altos custos associados a financiamento, infraestrutura e ao menor tamanho de seus mercados.
O Brasil transforma a energia solar em algo próximo ao da Ásia.
O setor fotovoltaico brasileiro alcançou um dos maiores saltos de competitividade observados em 2025.
O custo total de instalação de projetos solares de grande escala caiu 10% em relação ao ano anterior , para aproximadamente USD 672/kW . Comparado a 2015, a redução acumulada chega a 74%.
Esse valor coloca o Brasil próximo da média global de US$ 667/kW e bem abaixo de outras regiões da América do Sul. Os projetos no restante da América do Sul tiveram uma média de cerca de US$ 867/kW , enquanto na América Central e no Caribe chegaram a US$ 931/kW .
Essa redução no investimento foi acompanhada por uma melhoria no desempenho.
O fator de capacidade da nova capacidade fotovoltaica do Brasil subiu de 19,8% para 21,5% , impulsionado pela entrada de projetos em locais com melhor irradiação solar. A combinação de maior produção, menores custos de instalação e condições de financiamento mais favoráveis reduziu o custo nivelado da energia (LCOE) em 25% em apenas um ano , para US$ 37/MWh.
O resultado coloca o Brasil abaixo da média global e praticamente no mesmo nível dos mercados asiáticos mais competitivos. A China registrou 36 USD/MWh e a Índia 35 USD/MWh.
A IRENA demonstra, no entanto, que não existe um único mercado de energia solar na América Latina.
O LCOE médio para o restante da América do Sul foi de 61 USD/MWh , enquanto a América Central e o Caribe atingiram 95 USD/MWh , o valor regional mais alto no relatório para projetos fotovoltaicos colocados em operação durante 2025.
A diferença revela o papel significativo da escala, do acesso ao crédito, dos custos logísticos e do desenvolvimento da rede. A radiação solar pode ser abundante em grande parte da região, mas nem todos os mercados conseguem convertê-la em eletricidade barata.
Recursos semelhantes, estruturas financeiras diferentes.
A divergência latino-americana reproduz, em menor escala, uma das principais conclusões globais da IRENA: a competitividade já não depende exclusivamente da tecnologia.
Os módulos utilizados no Brasil, Chile, Colômbia ou América Central podem provir de cadeias de suprimentos semelhantes. No entanto, o resultado econômico varia dependendo do custo do capital, da estabilidade regulatória, do tamanho do projeto e do tempo necessário para obter licenças e conexão à internet.
Essa diferença é especialmente relevante em tecnologias que exigem um investimento inicial intensivo.
Uma usina de energia solar não precisa de combustível durante a operação, mas precisa financiar quase toda a sua infraestrutura antecipadamente. Quando as taxas de juros estão altas ou o risco do país exige retornos maiores, a economia obtida com módulos mais baratos pode ser perdida com o financiamento.
O Brasil possui vantagens em termos de escala, um crescente número de projetos em andamento, experiência industrial e um grande mercado de energia elétrica. Outros países enfrentam sistemas menores, menor capacidade financeira e custos de importação mais elevados.
A região demonstra, portanto, que possuir um recurso de classe mundial é uma condição decisiva, mas não suficiente.
Brasil e Peru estão levando a energia eólica a níveis extraordinários de capacidade.
A vantagem natural da América Latina é ainda mais visível na energia eólica terrestre.
O Brasil atingiu um fator de capacidade médio de 50% em 2025, em comparação com a média global de 36%. Isso significa que suas usinas produzem, em média, uma proporção consideravelmente maior da energia que poderiam gerar operando continuamente em potência nominal.
Embora o indicador tenha apresentado uma ligeira queda em comparação com o ano anterior, manteve-se entre os mais altos dos principais mercados analisados pela IRENA.
Essa produtividade permitiu que o LCOE (custo nivelado de energia) da energia eólica onshore no Brasil atingisse US$ 31/MWh , em comparação com a média global de US$ 33/MWh. Apenas a China, com US$ 27/MWh, apresentou um custo menor entre os principais mercados.
O custo de instalação no Brasil foi de aproximadamente US$ 1.282/kW , 4% menor do que em 2024. Embora seja superior à média global, o desempenho dos parques compensa grande parte dessa diferença.
O Peru também figura entre os mercados em destaque.
Os novos projetos eólicos alcançaram um fator de capacidade de 47% , representando uma melhoria de sete pontos percentuais em comparação com 2024. O LCOE (custo nivelado de energia) ficou em aproximadamente 34 USD/MWh , praticamente em linha com a média mundial.
O caso peruano demonstra a importância da qualidade do local. Mesmo sem a escala industrial do Brasil, um recurso excepcional permite que os custos de investimento sejam diluídos em um volume maior de eletricidade gerada.
O Chile, por sua vez, registrou um custo de instalação de 1.192 USD/kW , após uma queda de 11% em relação ao ano anterior, e um LCOE de 46 USD/MWh.
Nos demais mercados sul-americanos, a energia eólica onshore teve um preço médio de cerca de USD 51/MWh, com fatores de capacidade próximos a 37%.
O gargalo chileno acelera o desenvolvimento de baterias de maior duração.
O Chile ocupa um lugar diferente no mapa regional.
Sua liderança reside não apenas na implantação de energia solar e eólica, mas também na necessidade de gerenciar grandes volumes de produção renovável concentrados geograficamente e em determinados horários do dia.
A rápida expansão das instalações fotovoltaicas no norte do país tem levado a congestionamentos, cortes de energia e preços muito baixos durante os horários de pico. Essa situação torna o armazenamento de energia crucial para o fornecimento durante a tarde e a noite.
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Segundo a IRENA, as baterias de fosfato de ferro-lítio instaladas no Chile têm uma vida útil média de 4,3 horas , o valor mais alto entre os mercados analisados, empatado com a África do Sul.
O indicador é relevante porque mostra uma evolução de baterias focadas principalmente em serviços de frequência para sistemas preparados para realizar deslocamento de energia em maior escala.
Quanto maior a duração, mais eletricidade pode ser transferida de períodos de excesso de energia solar para períodos de menor produção de energia renovável e maior demanda.
O Chile torna-se, assim, um laboratório regional para a próxima etapa da transição: não apenas adicionar energias renováveis, mas também redesenhar a curva de geração diária.
O armazenamento entra no planejamento brasileiro
O Brasil também está começando a incorporar baterias em seu planejamento energético convencional.
A IRENA observa que o país já considera o armazenamento como uma das opções disponíveis em sua estratégia oficial de expansão até 2035.
Essa mudança representa uma transformação significativa. As baterias não são mais vistas apenas como uma tecnologia emergente ou vinculadas a projetos-piloto, mas agora competem com outras alternativas de flexibilidade no planejamento de sistemas.
A evolução geral dos custos favorece essa entrada.
Em 2025, o custo de instalação de sistemas BESS de grande escala caiu quase 30% , para US$ 140/kWh , 95% a menos do que em 2010. Para sistemas turnkey de quatro horas, a redução anual foi de cerca de 27%.
Embora os custos na América Latina ainda possam ser afetados por importações de equipamentos, logística e financiamento, a queda nos preços internacionais amplia o número de aplicações viáveis.
No Brasil, o armazenamento de energia pode complementar a energia hidrelétrica, apoiar a integração da energia solar e eólica e aliviar as restrições de transmissão locais. No Chile, seu papel está mais intimamente associado à arbitragem e à transferência de grandes excedentes de energia solar.
A tecnologia é a mesma, mas o problema que ela resolve muda dependendo de cada sistema.
Colômbia e Brasil abrem as portas para a energia eólica offshore.
A energia eólica offshore ainda não possui uma presença na América Latina comparável à da Europa ou da Ásia. No entanto, a IRENA identifica o Brasil e a Colômbia entre os mercados emergentes que já começaram a incorporá-la em seus marcos regulatórios e planos energéticos.
Ambos os países possuem recursos marinhos consideráveis e extensas áreas costeiras, mas partem de condições diferentes.
O Brasil possui uma cadeia industrial ligada à exploração de petróleo e gás em alto-mar, infraestrutura portuária e um amplo mercado de energia elétrica. A Colômbia, por sua vez, está avançando na definição de áreas, procedimentos e mecanismos de licitação para o desenvolvimento de seus primeiros projetos.
O desafio será transferir esses recursos a custos competitivos.
A energia eólica offshore exige investimentos iniciais significativamente maiores do que a energia solar ou a energia eólica onshore. Também demanda portos adaptados, redes costeiras, embarcações especializadas e contratos de longo prazo capazes de mitigar o risco financeiro.
Em uma região onde o custo do capital continua sendo um dos principais obstáculos, a regulamentação e o planejamento dos futuros leilões serão tão importantes quanto a qualidade do vento.
Bioenergia mantém a liderança brasileira
O Brasil também desempenha um papel central na bioenergia.
Juntamente com a China e o Japão, representou 71% das novas adoções globais dessa tecnologia em 2025.
Sua posição se baseia na disponibilidade de resíduos agrícolas, especialmente o bagaço da cana-de-açúcar, e em uma estrutura industrial que permite a integração da produção de eletricidade com os setores de açúcar e biocombustíveis.
O fator de capacidade médio da bioenergia brasileira foi de cerca de 63% .
O valor é condicionado pela sazonalidade da colheita, mas mantém a tecnologia como uma fonte viável, capaz de complementar a variabilidade da energia solar e eólica.
A IRENA demonstra que os projetos baseados em bagaço, resíduos agrícolas, cascas de arroz e gás de aterro estão entre os de menor custo de instalação em bioenergia, com valores médios próximos a 2.300 USD/kW.
Seu valor reside não apenas na produção de eletricidade, mas também na utilização de resíduos locais e no fornecimento de geração firme dentro de uma matriz energética cada vez mais variável.
A usina hidrelétrica exibe as duas faces da região.
A energia hidrelétrica continua sendo um dos pilares históricos do sistema elétrico latino-americano, mas o relatório expõe contrastes marcantes.
O Brasil registrou um LCOE de aproximadamente 41 USD/MWh para grandes usinas de energia, um dos valores mais baixos coletados pela IRENA.
Além disso, o custo médio de instalação dos projetos hidrelétricos brasileiros analisados entre 2018 e 2025 foi de 1.463 USD/kW , inferior ao da maioria das regiões.
No restante da América do Sul, a situação era radicalmente diferente.
Os novos projetos de grande escala atingiram um custo médio de instalação de 4.829 USD/kW , o valor mais alto do mundo em 2025.
A diferença reside na natureza específica de cada usina. Os projetos hidrelétricos dependem da geografia, da acessibilidade, da distância da rede elétrica, das condições geológicas e da complexidade ambiental e social de cada local.
Em bacias hidrográficas remotas, os custos de estradas, linhas de transmissão e obras civis podem exceder em muito o preço dos equipamentos eletromecânicos.
O contraste demonstra que a abundância de recursos hídricos não garante projetos baratos. Ao contrário da energia solar, a energia hidrelétrica não se beneficia de uma padronização industrial equivalente e permanece uma tecnologia profundamente dependente de sua localização específica.