O sistema elétrico brasileiro enfrenta um desafio estrutural crescente relacionado à falta de flexibilidade operacional, em um contexto de expansão acelerada das fontes renováveis intermitentes, como a solar e a eólica. Dados públicos de planejamento energético indicam que o aumento da participação dessas fontes exige soluções capazes de equilibrar o sistema em diferentes momentos da curva de carga, especialmente diante das variações de consumo ao longo do dia.

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) vem sinalizando os riscos associados tanto ao excesso de oferta de energia em períodos de baixa demanda quanto à necessidade de despachos mais caros nos momentos de pico. Segundo o operador, feriados nacionais e fins de semana prolongados têm se tornado situações críticas para a operação do sistema, devido à combinação entre elevada geração renovável e menor consumo nos grandes centros urbanos.

Nesse contexto, o armazenamento de energia por baterias (Battery Energy Storage Systems – BESS) tem sido apontado como a principal solução disponível no curto prazo para lidar com o déficit de flexibilidade. Trata-se de uma tecnologia madura, com prazo de implantação relativamente curto — entre 12 e 24 meses — e capacidade de atuar tanto nos momentos de excesso de geração quanto nos picos de demanda.

Para o diretor-executivo da Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia (ABSAE), Fabio Lima, a ausência de definições regulatórias completas não deveria ser um fator impeditivo para o avanço dos mecanismos de contratação.

"O sistema elétrico precisa de soluções de flexibilidade agora. As baterias são uma necessidade sistêmica para atender aos desafios de potência no curto prazo", afirma.

Segundo Lima, embora pontos regulatórios pendentes possam gerar dúvidas e atritos, há tempo suficiente para endereçar essas questões até a entrada em operação dos empreendimentos. Ele cita como precedente o Leilão de Reserva de Capacidade realizado em 2021, que ocorreu antes da regulamentação completa do encargo associado à contratação.

"O fato é que o setor está pronto para prover essa solução. É possível avançar com o leilão e, em paralelo, resolver os ajustes regulatórios necessários", diz.

Atualmente, o principal instrumento previsto para a contratação de sistemas de armazenamento em escala no Brasil é o Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP), que depende da publicação das diretrizes pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e, posteriormente, do edital pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Caso o cronograma não avance no curto prazo, cresce o risco de adiamento do certame para além do primeiro semestre, o que pode comprometer a entrada em operação de novos ativos antes de 2029, considerando prazos de implantação e o calendário eleitoral.

Dados do setor indicam que há cerca de 18 GW em projetos de armazenamento já desenvolvidos no país, aguardando definições regulatórias. Sem a integração dessas soluções, os impactos tendem a ser sistêmicos: consumidores ficam expostos a maior risco de instabilidade e aumento de encargos, enquanto geradores enfrentam perdas crescentes decorrentes do curtailment, o corte forçado de geração renovável.

Para a ABSAE, o avanço do armazenamento é um passo estratégico para garantir segurança energética, previsibilidade de custos e eficiência operacional em um sistema cada vez mais dependente de fontes intermitentes. A experiência internacional mostra que a integração do armazenamento é elemento central em matrizes elétricas modernas e resilientes.

Diante dos riscos já identificados pelo operador do sistema e da maturidade tecnológica disponível, a postergação de decisões pode ampliar custos futuros e reduzir a eficiência do setor. Nesse cenário, a inércia deixa de ser uma opção viável para o sistema elétrico brasileiro.