Nota técnica conjunta de ONS e EPE indica que restrições de escoamento podem inviabilizar bonificações em 49 subestações, desafiando a atratividade do armazenamento de energia.
O planejamento de longo prazo para a inserção de sistemas de armazenamento de energia em larga escala no Brasil ganhou um novo e complexo componente de risco. Uma nota técnica elaborada em conjunto pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), enviada ao Ministério de Minas e Energia (MME), revela que restrições físicas na rede de transmissão podem retirar o direito de bonificação locacional de quase um terço dos pontos inicialmente mapeados para receber baterias no Sistema Interligado Nacional (SIN).
O diagnóstico joga luz sobre um desafio central para os investidores de infraestrutura: o descasamento entre o ritmo de expansão das fontes renováveis intermitentes e a capacidade de escoamento da rede básica, criando gargalos severos justamente nas regiões que concentram o maior potencial de geração eólica e solar.
O mapeamento foi atualizado para refletir o cenário pós-Leilão de Reserva de Capacidade (LRCap) e o recente saneamento de outorgas de geração caducadas ou que tiveram seus Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (CUST) rescindidos. Embora o saldo de barramentos potencialmente aptos a receber os incentivos financeiros do governo federal seja de 178 pontos, a modelagem técnica apontou que 49 dessas subestações operam no limite ou sem qualquer margem de escoamento sob condições de estresse na rede.
Modelagem de estresse expõe gargalos operacionais
A deterioração da viabilidade técnica de parte das subestações ocorreu após ONS e EPE aplicarem critérios mais rigorosos de simulação operativa. Além das premissas tradicionais adotadas no planejamento de leilões, as instituições avaliaram o comportamento do SIN em um cenário de estresse caracterizado por:
- Baixo despacho de usinas termelétricas inflexíveis na matriz.
- Picos de geração eólica concentrados no período noturno.
Os resultados revelaram uma sensibilidade elevada da infraestrutura de transmissão. No cenário de referência básica, a restrição de escoamento total afetava apenas seis barramentos. Contudo, ao incorporar a simulação com forte penetração de energia eólica noturna, o total de pontos inviabilizados saltou para 49. O salto estatístico comprova que os sinais locacionais planejados para atrair baterias privadas dependem fundamentalmente da resiliência física das linhas de alta tensão.
Concentração das restrições desafia a lógica regional
A distribuição geográfica dos gargalos expõe um paradoxo regulatório para o mercado produtor. O Nordeste, região que mais necessita de ativos de flexibilidade e capacidade de deslocamento de carga devido à forte inserção de projetos renováveis, concentra 48 das 49 subestações sem margem técnica apontadas pelo relatório.
O mapeamento detalhado dos pontos críticos revela os seguintes eixos de saturação:
- Rio Grande do Norte (24 ativos): Concentra o maior volume de restrições operacionais. Estão na lista subestações estratégicas em classes de tensão que variam de 69 kV a 500 kV, incluindo Monte Verde, João Câmara II e III, Ceará-Mirim II, Açu II e III, Jandaíra III, Currais Novos II, Lagoa Nova II, Touros, Mossoró II e IV, Caraúbas II, Paraíso, Natal II e III e Extremoz II.
- Pernambuco (16 ativos): Apresenta limitações severas em barramentos que atendem polos de carga e escoamento importantes, como Pau Ferro, Lagoa do Carro, Goianinha, Caetés II, Tacaimbó, Mirueira II, Arcoverde II, Ribeirão, Jaboatão II, Pirapama II, Mata Norte e o complexo de Suape II e III.
- Paraíba (8 ativos): Concentra restrições em subestações de alta tensão (230 kV e 500 kV), envolvendo João Pessoa II, Campina Grande II-B e III, Pilões III, Santa Rita II e Mussure II.
Fora do grande cinturão elétrico do Nordeste setentrional, a única estrutura classificada sem margem de escoamento pelo estudo técnico foi a subestação de Pindaí II (69 kV), localizada no estado da Bahia.
Saneamento de outorgas abre 21 novas janelas de oportunidade
Apesar do alerta emitido em relação às subestações saturadas, o trabalho de revisão da carteira imobiliária e regulatória do setor elétrico gerou saldos positivos para os investidores em novas fronteiras. O cancelamento de projetos de geração inviabilizados limpou a fila de espera da rede e permitiu o acréscimo de 21 novas barras aptas a receberem as bonificações para instalação de armazenamento.
Essas novas janelas de oportunidade operam em patamares de tensão robustos (entre 230 kV e 500 kV) e estão distribuídas por estados como Bahia, Ceará, Piauí, Minas Gerais, além de pontos específicos do Rio Grande do Norte e Pernambuco.
Para analistas de mercado, esse movimento de substituição reforça a necessidade de um planejamento setorial dinâmico. O consenso entre os agentes privados e formuladores de políticas públicas é que a política de incentivos financeiros para atração de baterias perderá tração caso as licitações de sistemas de armazenamento e os leilões de expansão de linhas de transmissão não ocorram de forma sincronizada e territorialmente coordenada pelo governo federal.
