O Brasil abriga um potencial gigante e praticamente inexplorado de 38 GW em “baterias naturais”. Contudo, transformar essa reserva em realidade exigirá mais do que entusiasmo regulatório: dependerá da criação de um mercado maduro para serviços de capacidade no maior sistema elétrico da América Latina.
A avaliação é de Marisete Fátima Dadald Pereira, presidente da Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica (Abrage). Segundo a executiva, a viabilidade comercial desse montante até 2035 não é automática, pois cada projeto depende de estudos de engenharia, conexão, disponibilidade hídrica e, sobretudo, de mecanismos de contratação que compensem adequadamente os serviços prestados.
Projeções do PDE e o potencial de expansão das UHRs
A minuta do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) indica a entrada de apenas 2 GW de UHRs até 2036 como cenário de referência conservador. Contudo, frente a uma necessidade global de contratação de cerca de 25 GW em potência no mesmo período, a Abrage projeta que a participação das UHRs poderá superar expressamente os 2 GW indicados, desde que seus atributos de flexibilidade e prestação de serviços ancilares sejam devidamente valorados frente às demais alternativas.
Os avanços promovidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), segundo Marisete, já amparam duas frentes de desenvolvimento: novos projetos em circuito fechado (off-river), sob regime de autorização, e a inclusão de unidades reversíveis em usinas existentes (ciclo semi-aberto).
Embora ainda não exista um mapeamento consolidado quantificando a divisão em MW entre empreendimentos greenfield e de reponderamento aproveitamento de reservatórios atuais, o cadastramento de projetos previsto pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) deve detalhar esse panorama em breve.
Da mesma forma, embora não haja um levantamento público dos projetos mais maduros em termos de localização e capacidade, a lógica econômica direciona as oportunidades como, por exemplo: regiões com gargalos de transmissão ou forte penetração eólica e solar.
Mitigação de curtailment e otimização da rede
De acordo com a presidente da Abrage, ao absorver o excesso de geração nos momentos de sobra renovável e devolver a energia nos picos de consumo, as UHRs atuam mitigando o vertimento turbinável e o curtailment, além de otimizar a rede existente e postergar novos e dispendiosos investimentos em infraestrutura de transmissão.
“O volume exato de MW necessário para reduzir drasticamente os cortes de geração, no entanto, não é um número fixo, dependendo de fatores como localização, duração dos excedentes e complementaridade com baterias e resposta da demanda”, acrescenta.
Modelos de contratação e previsibilidade financeira
Ela nota ainda que para viabilizar o elevado dispêndio de capital exigido por essas usinas de longa vida útil, o modelo de negócios demanda previsibilidade financeira. A volatilidade do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) horário cria oportunidades para a arbitragem de energia, mas, por si só, não oferece a segurança necessária para amortizar os investimentos.
Além disso, a coordenação operativa centralizada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) pode limitar a capacidade do investidor de capturar autonomamente os picos de preço do mercado. Por essa razão, a Abrage defende que a atratividade inicial das UHRs seja estruturada em leilões competitivos e contratos de longo prazo que remunerem atributos essenciais — como potência disponível, flexibilidade operativa, armazenamento duradouro e serviços ancilares —, reservando a arbitragem como uma fonte de receita complementar a ser desenvolvida com o amadurecimento do mercado.
Diretrizes regulatórias e segurança jurídica
Nesse contexto, a entidade defende a inclusão expressa e competitiva das UHRs nos leilões de reserva de capacidade na modalidade potência e nos certames voltados aos Sistemas de Armazenamento Hidráulico, em sintonia com as diretrizes da Resolução CNPE nº 8 e a agenda de leilões do Ministério de Minas e Energia (MME).
O sucesso desses leilões dependerá de requisitos de desempenho claros que permitam a competição isonômica entre diferentes tecnologias. Do ponto de vista regulatório e tarifário, as decisões recentes da Aneel — associadas às discussões sobre o uso das redes de transmissão e distribuição para evitar distorções na cobrança durante os ciclos de bombeamento e geração — representam avanços cruciais para dar escala aos projetos.
Quanto ao licenciamento ambiental, Marisete assinala que empreendimentos de circuito fechado e aqueles que aproveitam reservatórios existentes apresentam menor impacto sobre cursos d’água naturais, o que, sob o amparo do procedimento especial estabelecido pela Lei nº 15.190/2025 (com alterações da Lei nº 15.269/2025), permite um processo mais proporcional e célere, reduzindo incertezas jurídicas e acelerando a entrada em operação de novos MW na rede.
