Descasamento da curva pato exige acionamento térmico à noite e joga pressão sobre Aneel por regulação de armazenamento junto à geração distribuída
A decisão da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) de manter a bandeira tarifária amarela para o mês de junho joga luz sobre um dilema estrutural do Sistema Interligado Nacional (SIN): a abundância de capacidade instalada intermitente versus a escassez de recursos de ponta competitivos. Com a taxa adicional fixada em R$ 1,885 para cada 100 kWh consumidos, reflexo direto do arrefecimento das afluências nas principais bacias hidrográficas e do consequente acionamento do parque térmico, o setor elétrico vê ressurgir o debate sobre a inserção de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS, na sigla em inglês) na retaguarda da geração distribuída.
A persistência do custo adicional sinaliza que, embora a matriz elétrica brasileira tenha se expandido a passos largos ancorada na fonte solar fotovoltaica, o desenho operativo atual ainda patina para gerenciar as variações de carga sem recorrer ao despacho fóssil.
O diretor da Athon Energia, Daniel Maia, analisa as vulnerabilidades intrínsecas ao atual modelo de suprimento do país: “A bandeira amarela mostra como o consumidor continua exposto às oscilações do sistema elétrico. Embora o país já conte com excedentes de geração em determinados períodos do dia, quando falta energia disponível nos horários de pico o sistema precisa recorrer a fontes mais caras para manter o abastecimento.”
O desafio da simultaneidade e o gargalo “atrás do medidor”
O avanço vertiginoso da micro e minigeração distribuída (MMGD) transformou o perfil de carga do sistema brasileiro, mas acentuou o descasamento cronológico clássico entre a produção da fonte e o consumo real. Enquanto os arranjos solares centram o pico de injeção na rede por volta do meio-dia, o pico de demanda do SIN tem migrado paulatinamente para o início da noite, impulsionado pela descompressão do consumo residencial e pelo uso de climatização.
Sem incentivos econômicos ou regulatórios para reter essa energia onde ela é gerada, as sobras diurnas pressionam as redes de distribuição, ao passo que a rampa de carga noturna exige o acionamento imediato de usinas termelétricas de maior Custo Marginal de Operação (CMO). A engenharia setorial aponta para o armazenamento como o elo de conexão capaz de amortecer esse impacto, convertendo uma energia intermitente em um recurso despachável em âmbito local.
Maia defende que o amadurecimento tecnológico do ecossistema precisa encontrar eco na agenda normativa da agência reguladora: “Para que isso aconteça em larga escala, será fundamental avançar na regulamentação do armazenamento de energia no Brasil, criando mecanismos que deem previsibilidade aos investimentos e reconheçam o valor que esses sistemas agregam à segurança e à flexibilidade da rede elétrica. A tecnologia já está disponível e os investimentos avançam em todo o mundo. O próximo passo é consolidar um arcabouço regulatório que permita sua inserção em larga escala no sistema elétrico brasileiro”.
Deslocamento de carga e alívio nas redes de transmissão
Diferente das soluções de armazenamento em larga escala conectadas à rede básica, a inserção de baterias comerciais e industriais junto à geração distribuída atua diretamente no gerenciamento pelo lado da demanda. Essa descentralização reduz as perdas elétricas por transmissão e distribuição, que historicamente oneram a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD).
Ao equalizar o consumo interno das unidades consumidoras, evita-se a injeção excessiva na rede nos momentos de saturação e a necessidade de investimentos vultosos em expansão de linhas de transmissão por parte das concessionárias. A eficiência técnica decorrente da combinação desses ativos ganha contornos práticos na visão de Daniel Maia: “A combinação entre geração distribuída e armazenamento próximo às unidades consumidoras permite deslocar energia renovável para os momentos de maior demanda, diminuindo a dependência de recursos térmicos de maior custo e reduzindo a pressão sobre a infraestrutura de transmissão.”
Projeções da IRENA balizam urgência por flexibilidade
O panorama observado no mercado brasileiro reflete uma tendência que ganha escala global à medida que economias desenvolvidas e emergentes enfrentam a transição energética. Conforme o mais recente relatório emitido pela Agência Internacional de Energias Renováveis (IRENA), a necessidade mundial de flexibilidade nos sistemas de potência deve triplicar até o ano de 2030, projetando uma demanda dez vezes maior até a metade deste século.
A modelagem analítica desenvolvida pela agência internacional aponta que a capacidade global de armazenamento precisará saltar dos aproximadamente 200 GW apurados em 2023 para um patamar superior a 1.500 GW até o final desta década. O avanço massivo de fontes variáveis como eólica e solar exige, segundo a organização, a consolidação de uma infraestrutura baseada em baterias de íon de lítio, sistemas de armazenamento de longa duração (LDES), redes inteligentes (smart grids) e mecanismos de resposta da demanda.
A convergência dessas soluções viabiliza a estocagem do excedente renovável gerado nos períodos de baixa carga, mitigando os eventos de restrição de geração (curtailment) e garantindo segurança operacional durante picos de estresse hídrico ou térmico.
Para Maia, as condições tarifárias vigentes no Brasil comprovam que o vetor de expansão do setor deve mudar de foco, priorizando os atributos de entrega em detrimento da simples adição de capacidade nominal: “Estamos caminhando para um modelo em que a energia será cada vez mais produzida e armazenada próxima de onde é consumida. Isso reduz perdas, aumenta a eficiência do sistema e ajuda a evitar o acionamento de fontes mais caras nos horários de maior demanda. Quanto mais conseguirmos combinar geração distribuída e baterias próximas aos consumidores, maior será esse benefício.”
