Por Julien Dias
Em dezembro de 2016, cheguei à Austrália para um período de estudos e atualização profissional. Na época, imaginava encontrar um dos sistemas elétricos mais modernos e confiáveis do mundo. Em vez disso, encontrei um país ainda tentando entender as consequências do maior apagão de sua história recente.
Poucos meses antes, em setembro de 2016, o estado de South Australia havia sofrido um blackout que deixou aproximadamente 1,7 milhão de pessoas sem energia. Conforme detalhado posteriormente pelo regulador Australian Energy Regulator (AER), o episódio foi provocado por uma combinação de tempestades severas, desligamentos de linhas de transmissão e perda sucessiva de geração eólica. Mais do que um simples apagão, aquele evento colocou em discussão um tema que, até então, recebia pouca atenção: como manter a estabilidade de um sistema elétrico cada vez mais dependente de fontes renováveis.
Mesmo vivendo em Nova Gales do Sul (NSW), era impossível não perceber que todo o mercado australiano discutia apenas um assunto: como tornar a rede elétrica suficientemente rápida para responder às novas características da geração solar e eólica.
Foi nesse contexto que surgiu uma das iniciativas mais emblemáticas da história recente do setor elétrico. A Tesla propôs a construção da Hornsdale Power Reserve, uma bateria de grande porte operada em parceria com a Neoen, capaz de responder em frações de segundo às oscilações da rede.
Na época, muitos enxergaram aquela bateria apenas como um grande banco de energia. Na realidade, sua principal função nunca foi armazenar grandes quantidades de eletricidade durante horas. Seu verdadeiro valor estava na velocidade de resposta.
Ela conseguia fazer em milissegundos aquilo que uma usina convencional levava vários segundos ou até minutos para realizar: estabilizar a frequência, fornecer serviços ancilares e impedir que pequenas perturbações se transformassem em grandes apagões. Essa experiência mudou completamente minha visão sobre o armazenamento de energia.
O Brasil vive hoje um momento semelhante
Quase dez anos depois, o Brasil enfrenta um desafio diferente, mas que possui a mesma origem. O crescimento extraordinário da geração solar distribuída, aliado à expansão dos grandes parques solares e eólicos, transformou profundamente a operação do Sistema Interligado Nacional (SIN).
Passamos de um sistema cuja preocupação era produzir energia suficiente para outro cuja preocupação passou a ser administrar o excesso de geração em determinados horários. O resultado aparece diariamente na operação do ONS.
O curtailment (corte forçado de geração renovável por restrições da malha) deixou de ser uma exceção para tornar-se parte da rotina do setor. Dados operacionais compilados pelo setor mostram que as restrições de transmissão já afetaram mais de 20% da capacidade eólica e solar centralizada em momentos de pico, desperdiçando bilhões de quilowatts-hora de energia limpa simplesmente porque o sistema não consegue absorver toda essa potência. Não se trata de falta de geração; trata-se de falta de flexibilidade.
Nossa maior vantagem também pode ser nossa maior ilusão
Diferentemente da Austrália, o Brasil possui uma enorme vantagem competitiva. Nossas hidrelétricas com reservatórios funcionam como uma gigantesca bateria natural. Enquanto outros países precisam investir bilhões de dólares para armazenar energia, nós armazenamos energia na forma de água há décadas.
Essa característica tornou nosso sistema extremamente robusto. Mas também criou uma percepção equivocada de que baterias eletroquímicas seriam desnecessárias. Não são.
As hidrelétricas possuem uma enorme capacidade de armazenamento de energia, mas não conseguem responder com a mesma velocidade que uma bateria baseada em inversores eletrônicos. Além disso, seus reservatórios possuem limitações ambientais, hidrológicas e operacionais. O armazenamento hidráulico e o armazenamento eletroquímico não competem; eles se complementam.
A maior diferença entre Austrália e Brasil não está na tecnologia
Existe, entretanto, uma diferença ainda mais importante. Na Austrália, a expansão da geração distribuída (GD) evoluiu juntamente com a adoção de baterias residenciais. Hoje, milhares de residências possuem sistemas fotovoltaicos associados a baterias.
O consumidor não apenas produz energia. Ele escolhe quando consumir, quando armazenar e quando vender sua energia para a rede. O incentivo econômico está justamente nessa decisão: quanto maior o preço da energia naquele horário, maior o valor da eletricidade armazenada. A bateria deixa de ser apenas um equipamento técnico e passa a ser um investimento financeiro.
No Brasil, seguimos um caminho diferente. O modelo baseado em compensação de energia (net metering) cumpriu um papel extremamente importante para desenvolver a geração distribuída. Entretanto, à medida que o mercado amadurece, esse mesmo modelo começa a produzir efeitos colaterais.
Ao permitir que os créditos de energia permaneçam válidos por até 60 meses — conforme estabelecido pelo Marco Legal da GD (Lei nº 14.300/2022) e regulamentado pela ANEEL —, a legislação elimina praticamente qualquer incentivo econômico para que o consumidor invista em baterias. Na prática, a rede elétrica tornou-se uma bateria gratuita. O consumidor injeta toda sua energia durante o meio do dia, justamente quando o sistema já possui excesso de geração, e recupera essa mesma energia meses depois sem qualquer diferenciação de preço. Quem acaba absorvendo os custos dessa flexibilidade é o próprio sistema elétrico.
Talvez seja hora de mudar o modelo
A experiência australiana mostra que existe um caminho diferente. Gradualmente, a remuneração da geração distribuída pode migrar da simples compensação de energia para mecanismos baseados em sinais de preço. Nesse modelo, a energia teria valores diferentes ao longo do dia.
O consumidor seria remunerado conforme o momento em que entrega energia ao sistema. Naturalmente, surgiria um incentivo econômico para armazenar a produção solar do meio-dia e comercializá-la durante o início da noite, exatamente quando a demanda aumenta e a oferta solar desaparece.
O mesmo raciocínio vale para os grandes complexos eólicos e solares. Em vez de desperdiçar energia por meio do curtailment, essa energia poderia ser armazenada em sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems) e comercializada nos horários de maior valor econômico. O armazenamento deixaria de representar apenas um custo adicional e passaria a ser um ativo capaz de gerar receita.
