Por Daniel Maia, CEO da Athon
A segurança energética do Brasil está mudando de natureza. O desafio atual já não é apenas produzir mais energia, mas operar melhor um sistema mais complexo, intermitente e descentralizado. Isso exige planejamento, regulação e integração de soluções como térmicas, hidrelétricas reversíveis, gestão digital da rede e armazenamento de recursos intermitentes.
O país tem todas as condições de liderar essa transformação. Mas isso exige uma mudança de foco. Sem coordenação, flexibilidade e armazenamento, haverá energia, mas não necessariamente quando e onde ela for mais necessária. Abre-se uma janela de oportunidade que pode levar a uma verdadeira onda de investimentos na melhoria da competitividade da infraestrutura elétrica brasileira.
Novo relatório da Agência Internacional de Energia Renovável (Irena) mostra que os custos firmes de energia solar mais armazenamento caíram de mais de US$100/MWh em 2020 para uma faixa entre US$54/MWh e US$82/MWh em 2025 em locais de recursos de alta qualidade. A agência projeta reduções adicionais de cerca de 30% até 2030 e cerca de 40% até 2035.
O debate sobre segurança energética no Brasil vai além da expansão da geração. Saímos de um modelo majoritariamente hidráulico e centralizado para uma matriz cada vez mais diversificada e dependente de fontes intermitentes. Esse avanço é positivo, mas traz a necessidade de coordenar e tornar mais seguro um sistema mais dinâmico, descentralizado e sujeito a variações abruptas.
Atualmente, o Brasil conta com mais de 109 GW de capacidade instalada em hidrelétricas, mas a expansão recente vem sendo puxada por outras fontes. São cerca de 33 GW de eólica, mais de 20 GW de solar centralizada e 47 GW de capacidade instalada em micro e minigeração distribuída.
Esse crescimento da geração intermitente traz para o Brasil um fenômeno já observado em outros mercados: excesso de oferta durante o dia, impulsionado pela geração solar, e uma queda acentuada ao entardecer, exigindo rápida recomposição por outras fontes. Na outra ponta, a do consumo, essa curva se inverte. É justamente ao anoitecer que a demanda cresce.
Num passado recente, o sistema já precisou ativar rampas de dezenas de gigawatts em poucas horas – um esforço significativo mesmo para uma matriz historicamente flexível como a brasileira. Esse é um sinal claro de que o desafio deixou de ser apenas de expansão e passou a ser, sobretudo, de operação.
E esse desafio chega exatamente quando o Brasil está diante de um novo ciclo de crescimento da demanda. A expansão de data centers, a digitalização da economia e a possível aceleração da eletrificação da frota de veículos tendem a pressionar o consumo de forma relevante.
A questão crítica no momento é garantir a entrega de energia com confiabilidade. A experiência internacional oferece uma solução clara: armazenamento de energia. Regiões como a Califórnia (EUA) enfrentaram desafios semelhantes e avançaram ao combinar reservas, especialmente por meio de baterias, a uma gestão mais sofisticada da rede elétrica.
Ao armazenar o excedente gerado durante o dia, as baterias reduzem a necessidade de acionamento emergencial de outras fontes. No Brasil, esse debate ainda é tratado de forma periférica. E isso precisa mudar rapidamente. Baterias têm tempos de resposta em segundos e cumprem exatamente o papel de garantir flexibilidade intradiária.
Paralelamente, a expansão da geração distribuída introduz uma transformação ainda mais profunda. Milhões de consumidores passam a também produzir energia, criando fluxos bidirecionais que aumentam a complexidade da operação. O sistema deixa de ser linear e passa a funcionar como uma rede altamente distribuída, com múltiplos pontos de geração e consumo.
Esse novo contexto exige digitalização, inteligência e coordenação. Aproxima o Brasil do conceito de “smart grid”, em que geração, consumo e armazenamento são integrados em tempo real, e ativos distribuídos passam a atuar como recursos energéticos ativos, capazes de responder às necessidades do sistema.
