A adoção de tecnologias de armazenamento de energia como baterias de íon-lítio e usinas hidrelétricas reversíveis (Pumped Storage Hydro) pode reduzir os custos médios do sistema elétrico brasileiro em até 16% em 2029, além de contribuir para a confiabilidade e viabilizar maior participação das renováveis sem aumentar a dependência de termelétricas fósseis.
As estimativas fazem parte do estudo “Accelerating the Brazilian Energy Transition: Comprehensive Energy Storage Meta-Analysis for Brazil”, uma análise sobre o papel dos sistemas de armazenamento de energia (ESS, na sigla em inglês para Energy Storage Systems) na transição energética do país. O relatório examina aspectos técnicos, econômicos e regulatórios que podem viabilizar a inserção dessas tecnologias no setor elétrico, em um momento de expansão da geração solar e eólica.
Segundo o estudo, tanto as baterias de íon-lítio quanto as hidrelétrica reversíveis são adequadas para resolver problemas operacionais do sistema elétrico brasileiro, especialmente as rampas de carga e o curtailment de fontes renováveis como a solar e a eólica, além de prover serviços ancilares.
Enquanto a primeira é mais adequada para aplicações de curta duração, por até quatro horas, e pode ser desenvolvida de forma modular, a segunda oferece armazenamento de longo prazo e pode valorizar as características geográficas brasileiras e a expertise em hidroeletricidade desenvolvida no país.
A transformação na matriz elétrica
A participação crescente de fontes renováveis variáveis, principalmente eólica e solar fotovoltaica, está impactando significativamente a dinâmica operacional tradicional do Sistema Interligado Nacional (SIN), que foi estruturado em torno de uma matriz majoritariamente hidrelétrica.
A participação das hidrelétricas saiu de 65% em 2014 para menos de 48% em 2025. Considerando a micro e minigeração, essa participação na capacidade instalada de geração no Brasil reduz para 40%. Ao mesmo tempo, a fonte eólica saiu de 2% para 16% (13,22% se considerada MMGD). Já a solar, que não aparecia na matriz, passou para 8% da capacidade em geração centralizada (24% se incluída a MMGD na matriz).
Com essas mudanças estruturais, o sistema elétrico precisa reforçar sua capacidade de fornecer serviços essenciais, como capacidade, flexibilidade, reservas e serviços auxiliares, cuja demanda continua a crescer, enquanto a oferta existente, principalmente de usinas hidrelétricas e termelétricas, enfrenta restrições operacionais e levanta preocupações ambientais e econômicas.
É nesse contexto que os ESS surgem como candidatos estratégicos para garantir a confiabilidade do sistema e permitir uma penetração mais profunda das energias renováveis sem aumentar a dependência de combustíveis fósseis.
“O armazenamento de energia é peça-chave para a transição energética brasileira. Ele contribui para reduzir custos sistêmicos viabilizando maior participação de fontes renováveis na matriz elétrica, mas precisa de condições regulatórias e econômicas que viabilizem sua expansão”, destaca Luiz Barroso, CEO da PSR.
Necessidade de flexibilidade de até 58 GW em 2029
A flexibilidade do sistema elétrico, ou seja, a capacidade de responder eficientemente a rápidas mudanças na carga líquida, impulsionadas pela variabilidade da geração renovável não despachável, especialmente a solar. Como a produção solar oscila ao longo do dia, especialmente durante rampas acentuadas ao nascer e ao pôr do sol, o sistema deve ser capaz de aumentar ou diminuir rapidamente outras fontes de geração para manter a confiabilidade e equilibrar a oferta e a demanda.
No estudo da PSR, necessidades de flexibilidade do sistema elétrico brasileiro foram analisadas em diferentes meses e cenários em 2029. Rampas de uma hora durante o dia demandarão em média 5 GW, chegando a 16 GW em cenários críticos; rampas de 4 horas demandarão em média 19 GW, chegando a 47 GW em cenários críticos. E nas rampas de 7 horas, a demanda média será de 30 GW, chegando a 58 GW em cenários críticos.
Sem a adição de recursos de resposta rápida, a confiabilidade da rede pode estar em risco, alerta a PSR. Nesse contexto, os ESS podem desempenhar um papel fundamental no suporte à flexibilidade do sistema.
De acordo com o estudo da consultoria, a introdução de 32 GW de baterias de 4 horas reduziria os custos de atendimento a demanda em 13% em 2029, enquanto 32 GW de energia hidrelétrica bombeada de 100 horas reduziria os custos em 16%, em comparação com um sistema com uma matriz de geração igual a atual. A consultoria também simulou uma expansão de 32 GW de termelétricas flexíveis a gás, que representaria uma redução de 4,1%.
Novas fontes de receita, taxação e regulação
Apesar da possibilidade de atender as necessidades do sistema por um custo menor, as condições de mercado e a tributação para baterias ainda são insuficientes para tornar os sistemas de armazenamento economicamente viáveis no país, aponta a PSR. Além disso, a falta de estruturas regulatórias também são uma barreira para a adoção da tecnologia.
A arbitragem de preços — uma aplicação fundamental dos ESS no setor elétrico que permite armazenar energia quando os preços estão baixos e despachá-la quando os preços estão altos — ainda não gera receitas suficientes para os sistemas.
Para que as baterias sejam financeiramente viáveis, seria necessária uma diferença média de preço diária de US$ 72–152/MWh, durante quatro horas por dia, considerando uma vida útil de 15 anos. Da mesma forma, as usinas reversíveis exigiriam uma diferença de preço de US$ 65–161/MWh ao longo de oito horas por dia, assumindo uma vida útil de 40 anos. No entanto, o modelo de formação de preços por hora no Brasil apresenta baixa variação diária – com média em torno de US$ 29/MWh – o que é insuficiente para tornar a arbitragem economicamente viável.
Por esse motivo, indica o relatório, é essencial criar novas fontes de receitas para esses projetos, como a remuneração pela capacidade e por serviços ancilares, e permitir o seu empilhamento.
Outro desafio fundamental para a viabilidade econômica das tecnologias de armazenamento é a tributação. As baterias enfrentam uma carga tributária maior em comparação à geração tradicional, o que pode desestimular o investimento em armazenamento no Brasil. Estima-se que, em média, os custos aumentem 76% após a aplicação dos impostos.
É importante destacar que o marco regulatório para ESS no Brasil ainda está em estágio inicial. Desde 2023, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) vem desenvolvendo um roteiro regulatório, com previsão de conclusão até 2027.
Embora tenha havido progresso, ainda existem lacunas significativas, especialmente em relação à alocação de receitas, leilões de capacidade, licenças ambientais e regras mais claras para a ampla integração de tecnologias de armazenamento no mercado. Sem esses desenvolvimentos, os investimentos em ESS permanecerão limitados, apesar de seu potencial técnico.
O relatório destaca ainda que a conclusão do primeiro ciclo do roadmap regulatório de armazenamento da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) será um passo importante para a inserção dessas tecnologias. No entanto, medidas complementares ainda serão necessárias para permitir sua participação em leilões de capacidade e no planejamento do setor.
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