artigo de opinião escrito por Vitoria de Macedo Gasparini

A transição energética brasileira está sendo impulsionada pela forte expansão das fontes eólicas, solar e principalmente pela Micro e Minigeração Distribuída (MMGD). O país consolidou uma matriz elétrica amplamente limpa. Contudo, esse avanço trouxe novos e complexos desafios operacionais. Diante disso, o mercado frequente aponta o armazenamento por baterias (BESS) e o hidrogênio verde (H2V) como soluções imediatas. No entanto, a realidade técnica do sistema impõe uma análise rigorosa.

A tese central deste artigo é que mitigar o curtailment e garantir a segurança do Sistema Interligado Nacional (SIN) exige ir além da simples adição de armazenamento. A sustentabilidade da rede elétrica brasileira depende de reformas estruturantes integradas, que combinem o avanço regulatório, modernização de sinais econômicos e a expansão de infraestrutura física focada em estabilidade

Para compreender a complexidade do problema, é fundamental analisar os dados recentes. O relatório do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS, 2025) comprova que os cortes por razões energéticas, que envolvem a sobreoferta sistêmica, passaram a superar significativamente as restrições por confiabilidade elétrica decorrentes de gargalos físicos na transmissão (ONS, 2025). O principal problema está no comportamento diário da rede, popularmente conhecido como “curva do pato” (ONS, 2025). No meio do dia, a inserção massiva de MMGD, que já representa cerca de 25% da capacidade instalada do SIN e opera na distribuição fora do controle direto do operador, atende a uma parcela crescente da carga, reduzindo a necessidade de geração supervisionada pelo ONS para níveis críticos (ONS, 2025).

É nesse cenário de sobreoferta que as baterias e o hidrogênio verde, se usados estritamente como ferramentas para absorver excedentes, enfrentam limitações econômicas. Sem um sinal de preço adequado, como os preços negativos adotados internacionalmente que sinalizam o excesso de oferta e estimulam o deslocamento voluntário do consumo, injetar capital em armazenamento em larga escala torna-se financeiramente complexo (CCEE, 2026; ONS, 2025). Baterias têm restrições rígidas de custos e ciclos, e o hidrogênio verde demanda investimentos massivos em infraestrutura que dependem de escala industrial (EPE, 2025). Essas tecnologias de flexibilidade não se sustentam se a única função for absorver um excedente energético que cresce em ritmo superior ao da própria carga diurna (ONS, 2025).

O verdadeiro desafio do sistema reside na manutenção da confiabilidade e estabilidade sistêmica (ONS, 2025). Com a redução da geração hidráulica e térmica convencional no meio do dia para dar espaço às fontes intermitentes baseadas em inversores eletrônicos, o SIN perde a inércia natural e recursos tradicionais de controle de tensão (ONS, 2025). O fluxo de potência nas subestações de fronteira tornou-se bidirecional, visto que a energia gerada na distribuição flui de volta para a rede básica, gerando riscos de sobrecarga em transformadores e severos distúrbios de tensão (ONS, 2025). No Dia dos Pais de 2025, por exemplo, o ONS precisou manobrar e abrir 26 linhas de transmissão simultaneamente apenas para conter a elevação de tensão na rede básica durante o período de carga mínima diurna (ONS, 2025).

Isoladas, essas tecnologias atuam apenas nos sintomas, sem resolver as causas raiz do problema.

O planejamento de médio prazo aponta os caminhos técnicos recomendados (ONS, 2025). O primeiro deles é a implementação de soluções de estabilidade dinâmica na rede, como a instalação de grandes Compensadores Síncronos nas subestações do Nordeste, previstos para o Leilão de Transmissão nº 001/2026 através da chamada “Solução Ponte” (ONS, 2025). Essas máquinas não geram energia, mas fornecem a potência reativa e a robustez necessárias para que a rede escoe a produção renovável com segurança, preservando as margens de estabilidade de tensão (ONS, 2025).

O segundo passo essencial é o avanço institucional na controlabilidade da geração distribuída por meio do Projeto Interface ONS/DSO (ONS, 2025). É imperativo modernizar os requisitos técnicos de conexão e revisar o Módulo 3 do PRODIST, permitindo que as distribuidoras de energia, de forma coordenada com o ONS, possam gerenciar os excedentes na rede de distribuição em situações emergenciais (ONS, 2025). Sem essa coordenação regulatória estreita entre transmissão e distribuição, o planejamento operacional de médio prazo enfrentará severas restrições de visibilidade (ONS, 2025).

Por fim, as baterias e o hidrogênio verde encontrarão sua viabilidade quando passarem a ser remunerados não apenas pela energia que armazenam, mas pelos serviços ancilares que prestam à confiabilidade, como a resposta rápida de frequência e o suporte de reativos intradiário (ONS, 2025). Adicionalmente, o planejamento deve focar na atração de novas cargas eletrointensivas, como os grandes complexos de Data Centers, posicionando-os estrategicamente próximos aos eixos de geração renovável, mitigando o esgotamento das malhas de transmissão locais, como já observado na área de São Paulo (ONS, 2025).

Em conclusão, o avanço do curtailment no Brasil expõe que o futuro do setor elétrico exige um conjunto integrado de medidas convergentes e estruturantes (ONS, 2025). Para além do investimento tecnológico, o país precisa racionalizar suas políticas públicas, alinhando a expansão da oferta ao crescimento real da carga (ONS, 2025). O armazenamento e os novos vetores energéticos são ferramentas fundamentais, desde que inseridos em um ecossistema regulatório moderno, onde a controlabilidade, o controle de tensão e os sinais de mercado caminhem em perfeita sintonia para garantir a segurança da transição energética.