Setor de energia opera entre a inovação e o risco

A possível volta do horário de verão revela os novos desafios da matriz elétrica brasileira. Fora do calendário nacional desde 2019, o tema voltou ao debate em meio às transformações do setor elétrico, impulsionadas pela expansão da geração descentralizada e pelo crescimento das fontes renováveis, como a solar e a eólica – que hoje já respondem por cerca de 30% da oferta de eletricidade no país. Com o avanço de mais de 5 milhões de painéis solares, um desafio se impõe.

Quando o sol se põe e os painéis param de gerar energia, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) precisa acionar rapidamente até 30 gigawatts de outras fontes para suprir a demanda, em questão de poucas horas. Ao adiantar os relógios em uma hora, o horário de verão poderia suavizar essa transição, deslocando parte do consumo para um período em que ainda há geração solar. A medida daria mais margem operacional ao ONS – especialmente relevante diante dos alertas da própria entidade, que projeta uma folga reduzida para atender à demanda instantânea no fim da tarde entre 2026 e 2029.

Se de um lado a pressão para atualização do marco regulatório, que em março celebrou 21 anos, cresce, de outro surgem oportunidades. O país pode ter leilões periódicos de contratação de reserva de potência. A expectativa é que um possa ser realizado ainda neste ano ou início de 2026. Geradores térmicos veem a possibilidade de destravar negócios, em um momento em que o setor também discute a atração de data centers. “Energia térmica é essencial para dar estabilidade ao sistema”, diz o presidente da Associação Brasileira da Geração Térmica, Xisto Vieira.

A transformação da matriz elétrica cria oportunidades de negócios. Baterias poderão carregar eletricidade nos momentos de maior abundância e menor custo, liberando-a nas horas de maior demanda. Além disso, podem ajudar a regular a frequência da rede e reforçar a segurança do fornecimento. O edital do primeiro leilão para contratação desses sistemas pode sair ainda este ano, atraindo de geradores a transmissoras. “É um mercado que pode ser muito competitivo”, avalia Rui Chammas, presidente da ISA Energia.

Para Fabio Bortoluzo, diretor-geral da Atlas Renewable Energy, o papel estratégico dos sistemas de armazenamento vai além do simples equilíbrio entre oferta e demanda. “O sistema atua como um canivete suíço da rede: pode regular frequência, fornecer reserva de energia, reduzir o congestionamento da transmissão e, principalmente, ajudar a evitar apagões como os que recentemente mergulharam grandes mercados no caos regional ou nacional. No entanto, a falta de uma regulamentação estruturada continua sendo o principal fator que limita o desenvolvimento do setor”, diz.

Um sistema de preços mais atualizado pode aumentara eficiência” — R. Simabuku

O modelo tradicional de fluxo unidirecional de energia dá lugar a uma malha dinâmica, com características de uma rede neural: consumidores que também são geradores, unidades intermitentes que exportam energia, distribuidoras atuando como operadoras locais da rede. “É um desafio, mas também uma grande oportunidade”, diz Ricardo Botelho, presidente da Energisa. “Podemos desenvolver soluções com baterias, mecanismos de resposta da demanda e outras tecnologias para lidar com esse novo ambiente elétrico”, diz. A Energisa está investindo R$ 20 milhões em Palmas (TO) em um projeto piloto para estudar a adaptação da rede ao avanço dos recursos energéticos distribuídos. Nesse contexto, surge a necessidade de uma nova figura regulatória: o Operador do Sistema de Distribuição. Embora o conceito já seja debatido, sua institucionalização ainda não ocorreu.

Outra oportunidade está nos data centers. Embora atualmente representem menos de 1% da demanda nacional de energia, seu consumo pode quintuplicar nos próximos dez anos, segundo estimativas da consultoria Aurora Research. Esses centros possuem carga flexível e podem incorporar mecanismos como resposta da demanda e sistemas de armazenamento – contribuindo para a estabilidade do sistema elétrico.

A Eletrobras já mira esse mercado. Para estudar os impactos dessa nova carga sobre a rede e testar tecnologias, construiu uma micro-rede elétrica integrada a um data center de 1 MW em Casa Nova (BA). A estrutura usa geração solar e eólica e servirá de base para simulações a partir de uma máquina de mineração de bitcoin – cuja demanda energética é similar à de um data center de médio porte. A iniciativa permitirá testar estratégias de integração de cargas flexíveis, operação com fontes intermitentes e a utilização de armazenamento.

Para que as oportunidades não se convertam em novos desequilíbrios, o Brasil precisará de uma regulação mais eficiente, moderna e economicamente autônoma. Um dos principais pontos de atenção hoje é a capacidade operacional da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Em junho, o órgão regulador enviou um ofício ao Ministério do Planejamento e Orçamento alertando para a redução de atividades em função dos cortes orçamentários.

“Essa situação fragiliza a atuação da agência em um momento crítico para o setor, quando diversas medidas provisórias estão sendo discutidas em Brasília. O tabuleiro político passa a ser determinante, o que traz riscos e incertezas para investidores”, diz Fabiola Sena, sócia da consultoria FSET. Outro entrave para novas tecnologias está no sistema de formação de preços da energia. Criado para uma matriz dominada por hidrelétricas (que há 20 anos representavam cerca de 90% da geração), o modelo atual é baseado em simulações computacionais que determinam o despacho das usinas conforme o custo de oportunidade da água nos reservatórios.

Com a crescente participação de fontes intermitentes e a necessidade de recursos que ofereçam flexibilidade, confiabilidade e armazenamento, a lógica de precificação precisa evoluir. “Um sistema de preços mais atualizado e com maior participação de consumidores e geradores pode aumentar a eficiência e novas oportunidades de negócio”, observa Ricardo Simabuku, conselheiro da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

A própria CCEE deve concluir ainda em 2025 um estudo com propostas para um novo modelo de formação de preços, que será encaminhado ao Ministério de Minas e Energia. Mudança estrutural no sistema de preço exigiria alteração legal.