Abel Holtz e Carlos Alberto Schoeps

O debate sobre armazenamento de energia no Brasil já está amadurecendo o suficiente para enfrentar os desafios de regulamentação e definição de sua remuneração. No caso das usinas hidrelétricas reversíveis, o desafio é estruturar um modelo regulatório capaz de viabilizá-la em escala.

Trata-se de um recurso tecnicamente conhecido, com rendimento de ciclo da ordem de 75%, capaz de armazenar energia nos momentos de excesso de oferta e devolvê-la ao sistema nos períodos de maior valor, além de prestar serviços importantes de flexibilidade, potência e estabilidade. A própria EPE já vem tratando as UHRs como alternativa estratégica para um sistema com participação crescente de fontes renováveis variáveis.

A utilidade dessas usinas para o sistema brasileiro é relativamente clara. Em um ambiente com maior presença de geração solar durante o dia e, em muitos momentos, maior disponibilidade eólica à noite, o armazenamento passa a ter papel decisivo para deslocar energia no tempo, reduzir perdas econômicas associadas a excedentes e melhorar o uso da infraestrutura já existente.

A UHR deve ser vista como um ativo de capacidade, flexibilidade e suporte à operação. É justamente por isso que sua viabilidade econômica não pode depender exclusivamente da arbitragem entre comprar energia barata para bombear e vender energia cara para turbinar. Sem receita adicional associada à potência disponível, à resposta rápida e aos serviços ancilares, dificilmente esse tipo de empreendimento alcançará bancabilidade suficiente para atrair investimento relevante.

É nesse ponto que o problema brasileiro se revela mais regulatório. O país ainda carece de regras claras sobre como classificar comercialmente o armazenamento, como remunerar seus diferentes atributos e como tratar sua interação com a rede, com a CCEE e com a coordenação operativa do ONS. O avanço exige mercado ou contratação que remunerem explicitamente capacidade, flexibilidade e serviços ancilares, com critérios objetivos de desempenho e neutralidade tecnológica.

O potencial brasileiro é relevante. Em estudo recente, a EPE identificou 23 locais adequados para UHRs apenas no estado do Rio de Janeiro, com 15 pré-dimensionados e potencial estimado de cerca de 21 GW. Isso não significa que todos esses projetos devam ou irão se materializar, mas mostra que o país tem, sim, base física para desenvolver essa solução.

Há, contudo, uma cautela essencial com o uso de usinas já em operação como base para projetos reversíveis ou adaptações híbridas. Nesses casos, o setor precisa tomar cuidado para que não haja dupla remuneração pelo mesmo atributo energético. Se um ativo existente já recebe receita por energia, potência ou contrato regulado, qualquer pagamento adicional associado ao armazenamento deve recair apenas sobre a capacidade incremental efetivamente agregada ao sistema. O país precisa criar estímulos ao armazenamento, sim, mas sem abrir espaço para que um mesmo megawatt seja remunerado duas vezes sob rótulos diferentes. O Brasil já dispõe de argumentos técnicos suficientes para tratar as usinas reversíveis como parte da agenda do setor elétrico. O que ainda falta é construir um modelo regulatório que reconheça o valor real desse ativo para o sistema. Isso significa remunerar corretamente potência, flexibilidade e serviços operativos, garantir previsibilidade contratual e, ao mesmo tempo, preservar rigor econômico para evitar distorções e dupla remuneração.