A bateria que será contratada para ajudar o sistema elétrico em 2028 pode começar a ser paga hoje por quem já atende às rampas de consumo. Esse é o centro de uma disputa regulatória que envolve hidrelétricas, termelétricas, usinas solares, eólicas, consumidores e o próprio desenho da transição energética brasileira.
O armazenamento em baterias é visto como uma das soluções para responder rapidamente às variações entre oferta e demanda. O problema não é mais saber se o sistema precisará de flexibilidade. A questão é definir quem causou essa necessidade, quem oferece o serviço e quem deve arcar com o custo.
Uma proposta em discussão na Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) prevê o rateio entre geradores dos custos associados à contratação de baterias. A análise da VG Advisory, assinada por Victor Gomes, questiona esse modelo e sustenta que a reserva de capacidade é demandada pela carga, isto é, pelo conjunto dos consumidores que precisam de energia confiável nos momentos críticos.
A maior rampa de carga mais que dobrou em poucos anos
A chamada rampa de carga representa a velocidade com que a geração precisa aumentar ou diminuir para acompanhar a demanda líquida do sistema. Ela se torna especialmente importante quando a produção solar cai no fim da tarde e o consumo continua subindo.
Segundo os dados analisados pela VG Advisory a partir de informações do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a maior rampa de três horas da carga líquida do Sistema Interligado Nacional passou de 16 GW em 2019 para 36,4 GW em 2026, considerando os dias úteis de janeiro a agosto.
A mudança ocorreu junto com a expansão da geração solar e com a alteração do horário em que a maior subida de demanda passou a aparecer. O desafio migrou da manhã para o período entre a tarde e o início da noite, quando a produção fotovoltaica perde força e outras fontes precisam assumir o atendimento.
Se essa tendência continuar, a necessidade de resposta rápida ficará ainda maior. E quanto maior a rampa, maior será o valor de recursos capazes de armazenar energia, deslocar a oferta no tempo ou ajustar a operação em poucos minutos.
Por que o sistema precisa de flexibilidade
A geração solar têm grande importância na redução de emissões e na diversificação da matriz. Porém, sua produção varia de acordo com o sol. Isso exige que o sistema disponha de recursos complementares para equilibrar a operação.
As hidrelétricas tradicionalmente exercem esse papel porque conseguem modular a geração conforme a necessidade do sistema. As termelétricas também contribuem para a segurança, embora tenham custos operacionais e impactos ambientais diferentes. As baterias entram como uma alternativa de resposta rápida, capaz de carregar em momentos de sobra e descarregar quando a demanda aumenta ou a geração renovável diminui.
O armazenamento pode desempenhar várias funções. Entre elas estão o corte de picos de demanda, o deslocamento do consumo para horários menos críticos, a redução de restrições de geração renovável, o controle de fluxos na rede e a prestação de serviços ancilares.
A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) também trata as baterias atrás do medidor como recurso multifuncional. Em residências, comércios e instalações industriais, elas podem aumentar a autonomia, reduzir picos e melhorar a integração entre geração distribuída e consumo. Em escala sistêmica, podem aliviar rampas e evitar que a energia excedente provoque restrições na rede.
Quem demanda a confiabilidade deve pagar por ela?
A proposta de rateio coloca os geradores no centro da cobrança. O argumento associado a esse desenho é que fontes variáveis, principalmente solar e eólica, teriam ampliado a necessidade de flexibilidade ao alterar a curva de geração ao longo do dia.
A crítica apresentada pela VG Advisory segue outra linha. Para a consultoria, baterias e outros recursos de flexibilidade formam um produto de confiabilidade que atende à carga. Nesse raciocínio, a conta deveria ser alocada aos consumidores conforme sua contribuição para os períodos de maior demanda, e não automaticamente aos geradores.
Essa diferença muda completamente o resultado econômico. Se o custo for distribuído entre geradores, hidrelétricas e termelétricas que já oferecem flexibilidade podem ser incluídas no rateio. A análise citada estima, em um cenário de contratação de 5 GW de baterias, um encargo anual de aproximadamente R$ 4,5 bilhões.
Nesse cenário, as hidrelétricas responderiam por cerca de 46,2% do encargo, enquanto as termelétricas ficariam com aproximadamente 15%. Eólicas e solares somadas representariam cerca de 35,2%. A crítica é que parte relevante do custo recairia sobre fontes que já ajudam o sistema a enfrentar a rampa atual.
A situação cria um paradoxo: quem hoje fornece flexibilidade para evitar uma crise de potência poderia ser chamado a pagar pela contratação do recurso que complementará esse serviço no futuro.
Cobrar pelo uso da confiabilidade e não pela existência da fonte
A saída defendida na análise é separar duas situações.
A primeira envolve usinas já conectadas e que não assumiram, no momento do investimento, a obrigação de oferecer armazenamento ou flexibilidade adicional. Para esse grupo, uma cobrança posterior poderia alterar a lógica econômica do projeto e produzir efeito semelhante a uma mudança retroativa de regra.
A segunda envolve novos empreendimentos. Nesse caso, o regulador poderia estabelecer previamente requisitos de acesso, controle, flexibilidade ou armazenamento. Quem decidir entrar no sistema depois da publicação das regras saberia, desde o início, quais atributos precisará entregar ou quanto pagará caso não os ofereça.
Esse desenho preservaria a previsibilidade para investimentos existentes e, ao mesmo tempo, induziria novos projetos a incorporar baterias, controle de potência ou outras soluções de flexibilidade.
A própria legislação recente do setor elétrico já aponta para a possibilidade de exigir requisitos de controle, capacidade, flexibilidade e armazenamento como condição de acesso às redes. A diferença está no momento da cobrança: o requisito precisa ser conhecido antes da decisão de investir, e não imposto depois ao parque existente.
Distribuir o encargo entre os consumidores de maior demanda
Outra possibilidade é ratear o custo da reserva de capacidade entre os consumidores de acordo com sua contribuição para os períodos críticos do sistema.
O critério poderia considerar o maior consumo de cada usuário dentro da janela de máxima demanda líquida. Assim, quem exige mais capacidade nos momentos de pico pagaria uma parcela maior. O modelo aproximaria a cobrança do princípio de causalidade, segundo o qual cada usuário deve contribuir conforme o custo que impõe à rede.
Esse tipo de mecanismo também poderia estimular a resposta da demanda. Consumidores industriais, comerciais e até agregadores de cargas teriam incentivo para deslocar o consumo, reduzir a potência nos horários críticos ou instalar baterias próprias.
Na prática, a tarifa deixaria de tratar a flexibilidade apenas como uma despesa coletiva e passaria a valorizar comportamentos que aliviam o sistema. Quem consome fora da ponta, armazena energia ou reduz a demanda durante a rampa poderia evitar parte do encargo.
O papel das baterias na transição energética
A discussão sobre rateio não diminui a importância das baterias. Pelo contrário: quanto mais renovável e variável for a matriz, maior será a necessidade de recursos capazes de responder rapidamente às mudanças de oferta e demanda.
As baterias podem reduzir o desperdício de energia solar em momentos de excesso, entregar energia no início da noite, reduzir a necessidade de despacho térmico e aliviar restrições locais da rede. Também podem melhorar a resiliência de consumidores que precisam manter operações críticas durante interrupções.
Entretanto, a bateria não é uma solução sem custo. A contratação envolve investimento, operação, manutenção, reposição de equipamentos e conexão. O desenho regulatório precisa evitar que o encargo seja apenas transferido de um grupo para outro sem identificar com clareza o serviço comprado.
O desafio é criar uma remuneração que reconheça o valor da potência e da flexibilidade, ao mesmo tempo em que distribui os custos de maneira coerente com a demanda por esses atributos.
O que pode mudar para geradores e consumidores
Para geradores existentes, o modelo de rateio será decisivo para a previsibilidade financeira. Uma cobrança elevada pode alterar margens, contratos e decisões de operação, especialmente em usinas que já prestam serviços de modulação.
Para novos projetos solares e eólicos, regras prospectivas podem aumentar o custo inicial, mas também podem tornar mais transparente o processo de conexão. O investidor saberá se precisará instalar armazenamento ou contratar capacidade complementar antes de iniciar o empreendimento.
Para consumidores, o efeito dependerá do formato final do encargo. Se a conta for distribuída de forma ampla, poderá aparecer nas tarifas. Se for concentrada nos horários e perfis que mais pressionam o sistema, poderá incentivar eficiência e resposta da demanda.
Para o mercado de baterias, uma contratação de grande escala pode acelerar a formação de uma cadeia nacional de equipamentos, serviços de integração, operação e gestão de energia. Mas esse crescimento dependerá de regras estáveis e de uma remuneração compatível com os serviços prestados.
A bateria é inevitável, mas a conta ainda está em disputa
O Brasil caminha para um sistema elétrico no qual energia não será o único produto contratado. Potência, flexibilidade, capacidade de resposta e armazenamento terão valor próprio.
A necessidade é concreta. As rampas aumentaram, a geração solar alterou o perfil horário do sistema e as hidrelétricas e termelétricas já operam como principais recursos de ajuste. As baterias poderão complementar esse trabalho a partir dos próximos anos.
O ponto decisivo é evitar que a urgência tecnológica produza uma distribuição inadequada de custos. Se a reserva atende à carga, a cobrança precisa refletir quem exige confiabilidade nos momentos críticos. Se o objetivo for induzir novos empreendimentos a trazer flexibilidade, a obrigação deve ser anunciada antes do investimento.
A transição energética só será sustentável se combinar inovação com segurança regulatória. A pergunta que definirá os próximos leilões não é apenas quantas baterias o Brasil precisa contratar, mas quem deve pagar para que elas estejam disponíveis quando o sistema mais precisar.
Para geradores, consumidores e investidores, acompanhar a regulamentação do armazenamento deixou de ser uma questão técnica. É uma decisão que pode alterar o custo da energia, a viabilidade de novos projetos e a forma como a flexibilidade será remunerada no país.
Fonte: https://megawhat.uol.com.br/conteudo-de-marca/coluna-vg-advisory/quem-atende-a-rampa-hoje-vai-pagar-pelas-baterias-de-amanha/