artigo de opinião escrito por Lerena Reis dos Santos e Victória Bilibio Rossi

A transição energética global e a consequente expansão das fontes renováveis de geração variável, com destaque para a eólica e a fotovoltaica, consolidaram um novo paradigma na operação e no planejamento dos sistemas elétricos contemporâneos. Conforme documentado no TR-134 do IEEE, o crescimento dessas energias baseadas em inversores alterou profundamente a dinâmica das redes, sublinhando que o balanço tradicional entre carga e geração já não é o único determinante da estabilidade sistêmica. Diante desse cenário, quando a oferta de energia limpa excede de forma substancial a demanda instantânea do mercado, o Operador do Sistema é obrigado a realizar cortes forçados na geração, fenômeno denominado curtailment, que se traduz no desperdício de energia descarbonizada. É exatamente nessa conjuntura que as Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHR) emergem como um recurso estratégico indispensável, sendo reconhecidas pela Nota Técnica n.º 013/2021 da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) como a tecnologia de armazenamento de energia em escala sistêmica mais madura, economicamente viável e eficiente disponível no setor elétrico.

Para mitigar os impactos desse desperdício estrutural, as usinas reversíveis atuam essencialmente como grandes ativos de armazenamento físico e energético. Durante os períodos de elevada geração renovável e baixa demanda, quando o risco de curtailment é crítico, o complexo opera no modo bomba, consumindo o excedente de energia da rede para elevar a água de um reservatório inferior a um reservatório superior.

Nos momentos de pico de consumo, em que o sistema exige complementaridade e potência firme, o fluxo é invertido, e a água retida é turbinada para gerar eletricidade.

Esse processo de nivelamento de carga e arbitragem otimiza o aproveitamento dos recursos intermitentes e auxilia na redução dos impactos do curtailment. Adicionalmente, as análises do IEEE corroboram que as usinas reversíveis provêm serviços ancilares vitais para a estabilidade do sistema, facilitando a integração segura das matrizes eólica e solar. Especialistas apontam, inclusive, a viabilidade técnica de direcionar o fluxo de energia excedente dos parques de geração variável diretamente para o bombeamento das UHRs antes mesmo de sua injeção na rede de transmissão convencional, o que minimizaria as perdas por congestionamento nas linhas.

Essa flexibilidade operacional confere ao ativo a agilidade necessária para absorver e contrabalançar as flutuações e oscilações da geração eólica e solar na escala de milissegundos. Na prática, o controle inteligente da potência consumida ou gerada atua diretamente na estabilização do sistema elétrico, mitigando o impacto das variações rápidas de potência dessas fontes intermitentes e garantindo a segurança de atendimento à rede nos momentos em que a geração renovável reduz subitamente.

Visto os evidentes atributos técnicos voltados à redução do curtailment, a viabilização e a efetiva implantação de novos projetos de UHRs pela iniciativa privada no Brasil enfrentam barreiras institucionais, regulatórias e econômicas severas. Historicamente, o expressivo desenvolvimento de hidrelétricas convencionais provindas de grandes reservatórios de regularização plurianual permitiu que o país postergasse a necessidade estrutural de investir em sistemas de armazenamento por bombeamento. Contudo, o esgotamento do potencial hidroelétrico passível de receber reservatórios de acumulação, associado à expansão da geração distribuída e centralizada de matrizes variáveis, alterou esse panorama de segurança energética.

A partir do diagnóstico detalhado pela EPE, evidencia-se que o primeiro grande obstáculo reside na baixa padronização e nos elevados custos de capital associados a esses empreendimentos. Cada projeto de UHR é intrinsecamente dependente de características topográficas, geológicas e hidrológicas específicas, demandando obras civis complexas e extensas escavações subterrâneas. Esse perfil customizado eleva os custos de implantação para patamares globais que oscilam entre US$ 1.000 e US$ 3.500 por quilowatt instalado, além de exigir cronogramas de construção longos, frequentemente superiores a cinco anos, o que eleva substancialmente o custo do dinheiro e o risco financeiro durante a fase pré-operacional.

Sob a ótica institucional, as usinas reversíveis também enfrentam uma indefinição na lei que dificulta sua classificação clara entre as atividades de geração ou de transmissão de energia. Ao mesmo tempo em que entregam energia firme para o sistema, essas instalações ajudam a aliviar o peso e os gargalos nas linhas de transmissão ao absorverem o excesso de eletricidade local. Contudo, a legislação brasileira atual proíbe que as empresas de transmissão explorem comercialmente usinas de geração de energia, o que cria uma barreira jurídica que impede grandes grupos de transmissão de investirem e operarem esses sistemas de armazenamento como reforço para as redes, limitando a entrada de novos investidores e bloqueando parcerias que poderiam otimizar o uso das linhas de alta tensão.

Por fim, a chegada dessas usinas esbarra em desafios complexos relacionados ao licenciamento ambiental e ao direito de uso da água. Devido à escassez de precedentes normativos de licenciamento ambiental desenhados especificamente para a operação de usinas reversíveis, os órgãos ambientais carecem de processos ágeis para avaliar os impactos reais desses empreendimentos. Além disso, a legislação brasileira determina que a água deve atender a vários usos ao mesmo tempo, o que pode gerar conflitos com outros setores que dependem da mesma bacia hidrográfica, exigindo negociações complexas com as demandas de abastecimento urbano, irrigação agrícola, controle de cheias e navegação interior.

Em suma, os relatórios técnicos mostram que o armazenamento de energia por água constitui um pilar de sustentação indispensável para a governança da transição energética. Enquanto os estudos internacionais evidenciam a capacidade das usinas reversíveis de prover a flexibilidade e a rapidez requeridas para neutralizar o avanço do curtailment, os dados locais apontam que o aproveitamento desse potencial no Brasil está estritamente condicionado a uma modernização regulatória profunda.

É preciso reformar o desenho de mercado para instituir leilões de capacidade específicos para armazenamento, regulamentar o mercado de serviços ancilares, solucionar as restrições de propriedade entre transmissão e geração, e estabelecer diretrizes ambientais e de outorga adaptadas à especificidade operacional dessas usinas. Somente mediante a consolidação desse arcabouço normativo e econômico estável o Brasil poderá converter o desafio da intermitência em segurança energética, consolidando sua matriz elétrica de forma resiliente, sustentável e técnica e economicamente otimizada.