Embora líder em energia limpa no G20, o elevado curtailment brasileiro reduz a eficiência do sistema e afeta a confiança dos investidores. (Foto: Envato Elements)
Como entender a falta de luz num país rico em sol e vento e que lidera a transição energética a partir de fontes limpas? A resposta é o desencontro entre a agilidade dos novos sistemas na geração de energia com a morosidade e falta de investimentos no sistema tradicional de armazenamento, gerando uma controversa realidade entre desperdício e abundância.
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Quem bem traduz este cenário é Jurandir Picanço (foto), presidente do Instituto Brasileiro para a Transição Energética (IBTE) e membro da Academia Cearense de Engenharia (ACE), ao vivenciar este cenário raro de energia renovável de sobra, especialmente no Nordeste, sem a total utilização. O fato causa o que se chama curtailment, desperdício energético que já impacta investimentos, receita das usinas e até a expansão do hidrogênio verde.
Por natureza, a geração eólica e solar é variável porque depende do vento e da radiação solar e não acompanha automaticamente o ritmo do consumo de energia. “Para integrar essas fontes ao sistema elétrico é indispensável contar com algum tipo de armazenamento que absorva os excedentes e compense os momentos de baixa produção”, explica.
No Brasil, esse papel é exercido, em geral, pelos reservatórios das usinas hidrelétricas que funcionam como um grande “estoque de energia”, permitindo reduzir ou aumentar a geração hidráulica para equilibrar a variabilidade das fontes renováveis. O forte crescimento da energia eólica e solar nos últimos anos tornou insuficiente a capacidade de armazenamento hidráulico para absorver todo o excedente.
O aumento de geração, neste caso, virou um problema porque quando a geração renovável supera o que o sistema consegue consumir ou transmitir, o Operador Nacional do Sistema (ONS) determina a redução ou o desligamento temporário dessas usinas.
Jurandir Picanço alerta que a falta de armazenamento não é o único fator que leva ao desligamento. Ele cita, como principais, os limites das linhas de transmissão, que precisam ser adequadamente dimensionadas para o escoamento da energia produzida e, também, as margens técnicas de segurança e confiabilidade que, se ultrapassadas, podem acionar desligamentos automáticos e até provocar apagões.
Mesmo assim, há soluções amplamente adotadas no mundo em grande escala para reduzir a necessidade de desligamento. Uma delas é o Sistema de Armazenamento de Energia por Baterias (BESS), que armazena rapidamente o excedente de geração e libera energia nos momentos de necessidade, ajudando a estabilizar a rede. Outra alternativa são as Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHRs). Com dois reservatórios, quando há excesso de energia renovável, o sistema bombeia água para o reservatório superior e quando a produção cai, essa água retorna acionando turbinas e produzindo eletricidade.
“O Brasil ainda não adotou de forma significativa nem UHRs nem grandes sistemas de baterias, o que nos deixa atrasados na expansão da infraestrutura de armazenamento, fator essencial para aproveitar plenamente o potencial das energias eólica e solar”, assegura o presidente do IBTE.
Em sistemas maduros, o curtailment costuma representar apenas 1% a 3% da produção, um nível considerado normal e administrável dentro da transição energética. No Brasil, após o apagão de agosto de 2023, os critérios de segurança do sistema foram reforçados, o que ampliou significativamente o volume de cortes. Hoje, o país registra curtailment superior a 30% da energia disponível das fontes renováveis variáveis, um patamar excepcionalmente elevado para padrões internacionais.
Embora líder em energia limpa no G20, o elevado curtailment brasileiro reduz a eficiência do sistema, desperdiça geração renovável e afeta principalmente a confiança dos investidores, que enxergam menor retorno e maior risco na implantação de novos projetos. “O fenômeno se torna um obstáculo direto ao ritmo da expansão das renováveis e, portanto, à transição energética nacional”, avalia Picanço, para quem o desafio não está na falta de alternativas, mas na velocidade de implementação, que ainda é inferior à urgência imposta pela gravidade do problema.
Para Picanço, o caminho está claro e passa pela transmissão, armazenamento, flexibilidade e modernização do consumo. O que determinará o sucesso é a capacidade de acelerar a adoção dessas soluções. Ele cita, também o preço horário defendido por associações dos setores eólico, solar e de armazenamento. Com preços e tarifas mais baixos em períodos de alta produção solar e mais altos nos horários críticos, a sinalização econômica passa a incentivar o uso de baterias por consumidores e produtores, ampliando a flexibilidade do sistema.
À medida que forem sendo implementados mais projetos de transmissão, os cortes de geração tendem a ser reduzidos. Mas outras ações podem contribuir muito, como por exemplo a instalação de compensadores síncronos, para aumento da confiabilidade operacional, que está prevista a contratação no próximo leilão em março de 2026. O alerta é que esses equipamentos podem levar de três a quatro anos para entrar em operação. Enquanto isso, o especialista aponta outras medidas, como por exemplo a revisão nos procedimentos operacionais, incentivos para mudança no perfil de consumo e para atração de investimentos em data centers e hidrogênio para aumento do consumo de energia.
Jurandir Picanço lembrou, ainda, que o Brasil possui um histórico significativo de estudos sobre Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHRs). Há mais de 20 anos, a Eletrobras identificou diversos sítios promissores para implantação dessas usinas em diferentes regiões do país. No Ceará, por exemplo, destacaram-se áreas nas serras da Ibiapaba e de Pacatuba.
Mais recentemente, em projeto financiado com recursos de PD&I da ANEEL, foram realizados estudos deUHRs, incluindo um na Serra da Ibiapaba. Além desses, há iniciativas em fase de avaliação ou desenvolvimento, como os projetos da COPEL, no Paraná, e da Casa dos Ventos, no Ceará. “O desafio, hoje, é transformar os estudos em projetos efetivamente implantados”, afirma Picanço.
Na ponta do consumo, o Nordeste desponta como polo natural para grandes consumidores de energia devido a dois vetores principais: Projetos de Hidrogênio Verde (H2V), que demandam grande volume de eletricidade para a eletrólise da água; e Data Centers de grande porte, impulsionados pela presença estratégica dos cabos submarinos internacionais que chegam à Praia do Futuro, em Fortaleza, conectando o Brasil a diversos continentes.
Apesar do crescimento da demanda no Nordeste ser positivo, não elimina o desafio estrutural. A região continuará exportando energia para o Sudeste, e uma das principais causas do curtailment hoje é justamente a insuficiência de linhas de transmissão entre as duas regiões. “A solução exige uma resposta mais ampla com a expansão acelerada da transmissão Norte–Nordeste para o Sudeste, para permitir o escoamento seguro da energia renovável”, pontua Picanço.
A rápida transformação do setor elétrico brasileiro – impulsionada pelo avanço das renováveis variáveis, pela disseminação da geração distribuída, pela eletrificação de processos e pelo uso crescente de inteligência artificial – exige um arcabouço regulatório muito mais ágil e alinhado às novas tecnologias. No entanto, o sistema regulatório brasileiro não acompanha a velocidade dessas mudanças, e essa defasagem explica boa parte dos desafios atuais.
O Marco Legal do Hidrogênio de baixa Emissão de Carbono, sancionado em agosto de 2024, segue sem regulamentação, o que retarda investimentos e impede a maturação de projetos estratégicos. Da mesma forma, o armazenamento por baterias, amplamente difundido em mercados internacionais, ainda carece de regras claras no Brasil, limitando a adoção dessa tecnologia, essencial para reduzir curtailment e dar estabilidade ao sistema.
Pela avaliação de Gabriella Reigada (foto), conselheira da Associação Brasileira de Soluções em Armazenamento (ABSAE) e CEO da SecPower, a solução passa, obrigatoriamente, pelo desenvolvimento de baterias, cujo preço vem caindo. Desde 2010, o valor da bateria de lítio caiu 90%. Para ela, a engenharia e a indústria nacional estão aptas a dar resposta a esse gargalo no sistema energético até porque esta é a saída não só para dar competitividade às empresas brasileiras, mas também para manter a liderança do Brasil como matriz energética limpa e, ainda, atender as comunidades isoladas que ainda não dispõem de energia regular.
Apaixonada pelo setor, onde atua há 10 anos, a administradora de empresas diz que não se pode mais conviver com o dilema de produzir energia limpa e mais barata e enfrentar desperdícios, cortes no fornecimento e preços elevados. “Fizemos todo um esforço para nos destacarmos, enquanto a infraestrutura não avançou”, sintetiza.
O resultado deste descompasso entre o pico de geração, em especial de energia solar (dia) e de consumo (noite) é uma perda, somente em setembro, de R$ 1,0 bilhão. Para evitar perdas crescentes que, conforme Gabriella Reigada, pode levar ao colapso, a bateria é a opção que traz flexibilidade ao sistema permitindo virar a chave para carga e descarga, sem custos adicionais de qualquer outra opção, como ocorre com os geradores a carvão ou óleo diesel.
Outra vantagem das baterias apontada pela conselheira da ABSAE é que elas podem se adequar a qualquer perfil de consumidor. Por isto mesmo, podem ser acopladas à geração. Basta olhar para além dos limites geográficos do Brasil.
No Texas, as baterias já estão nas casas dos consumidores a custo zero, que geram sua própria energia, consomem e acumulam, podendo se integrar à rede de distribuição. “Este modelo permite diferentes pacotes de negociação com os usuários”, comenta ela. Califórnia, Austrália e Argentina, igualmente, resolveram seus problemas com baterias, regras claras e regulação, o que ainda não acontece no Brasil.
Otimista, Gabriella vê avanços e vislumbra um crescimento exponencial no sistema energético brasileiro. A MP1304 e a nova legislação em vias de aprovação vão destravar o setor atraindo investidores e, assim, tornar efetivas as estimativas de investimentos de R$ 30 bilhões até 2034, por parte de players mundiais como a chinesa Huawei e nacionais como Weg, Moura, UCB e a própria SecPower.
A engenheira de energias Marília Brilhante (foto), CEO da Energo Engenharia, concorda que o início em maior escala de projetos de baterias estacionárias e soluções híbridas (solar+armazenamento) é um caminho. Mas não único. A saída para a incapacidade da rede de transportar todo o excesso de geração para os centros de consumo passa por uma série de medidas.
A primeira dela é a entrega gradual de novas linhas de transmissão para aliviar gargalos locais. A expectativa é que alguns trechos de linhões que eram críticos possam entrar em operação em 2026, mitigando parte dos estrangulamentos do Nordeste, principalmente para escoar a produção massiva de parques eólicos e solares no oeste da Bahia e reduzir as restrições (curtailment) na região.
“A solução completa, no entanto, exige sincronização entre chegada das linhas, subestações, entregas de ativos de armazenamento e crescimento da demanda local, portanto traz melhoras, porém graduais”, pontua Marília.
A engenheira da Energo vê o crescente interesse de grandes consumidores (data centers, hidrogênio verde, indústrias) em se localizar próximos a fontes renováveis como outra alternativa. “Essas mudanças combinadas começam a integrar oferta e demanda de forma mais eficiente”, avalia ela. A seu ver, a transição energética não é só instalar painéis e turbinas, é também modernizar redes, criar flexibilidade técnica e regulatória e desenvolver mercados que permitam conciliar geração variável com consumo para evitar desperdícios.
As perdas ocorrem em três frentes: MWh (energia) não gerados, receita perdida pelos geradores e aumento do risco percebido pelos investidores, numa ordem de grandeza de centenas de GWh/ano e impactos de milhões/bilhões, dependendo do período e intensidade, conforme o ano e a região.
Para ter um sistema mais seguro com menos cortes, conforme Marília Brilhante, é preciso combinar os contratos de longo prazo com renováveis, expansão de transmissão e subestações, logística portuária para hidrogênio, incentivos fiscais e regulatórios e mecanismos de flexibilidade e armazenamento para garantir firmeza de fornecimento. “Se houver regras que remunerem serviços de flexibilidade, armazenamento e novos arranjos comerciais, o ambiente será muito mais atraente. Sem isso, a incerteza continuará a travar alguns investimentos”, acredita ela.
Na área de transmissão, também há melhorias previstas. Segundo Maria Guilhermina (foto), head de Energia da Tractebel Brasil, Chile e Canadá, foi surpreendente o nível de concorrência do único leilão de transmissão do ano, em outubro. Todos os sete lotes ofertados foram arrematados, totalizando R$ 5,53 bilhões em investimentos previstos e distribuídos em projetos localizados em 12 estados, do Sudeste ao Nordeste.
Para 2026, o governo federal e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) projetam um salto nos investimentos contratados nos próximos dois anos, em grande parte impulsionados pela necessidade de integração das fontes renováveis de energia. E o Ministério de Minas e Energia já confirmou para março e para o segundo semestre a realização de dois leilões de transmissão.
A executiva da Tractebel – multinacional de consultoria em engenharia – lembra que do ponto de vista tecnológico e de planejamento, o avanço das fontes renováveis aparece como principal vetor da expansão da transmissão. “O contínuo crescimento da geração eólica, sobretudo no Nordeste, e solar fotovoltaica cria a necessidade de novos ‘corredores de escoamento’ de energia limpa para os grandes centros consumidores no Sudeste e Sul”, diz ela, lembrando que já está em construção um quarto sistema de corrente contínua (HVDC) ligando o Nordeste ao Sudeste, complementando os três existentes, que são Itaipu, Belo Monte e Madeira.
A sanção da Lei 15.269/2025, em 25 de novembro, envolvendo o mercado livre, foi aplaudida pela Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel), porque moderniza o marco regulatório permitindo ao consumidor a liberdade de escolha do fornecedor e das características do fornecimento. Para a entidade, trata-se de um marco histórico no setor elétrico brasileiro, pois promove justiça social e equidade em direitos entre os consumidores e oferece alternativas para a redução do valor da conta de energia elétrica.
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