Os leilões de capacidade e a integração de renováveis para um sistema elétrico mais resiliente e competitivo
Nelson Siffert e Katia Rocha
As fontes de energia intermitentes – eólica e solar, incluindo a geração distribuída – apresentavam em 2024, segundo dados do Plano Decenal de Expansão de Energia 2034 da EPE, uma participação na matriz elétrica de 34% ou 79,7 GW. Para o ano de 2034, é previsto que este percentual venha aumentar para 42%.
Em consequência, a energia solar, concentrada no período diurno, sobretudo das 9 hs às 14 hs, com redução da geração à zero ao final da tarde, precisa ser compensada com a entrada de outras fontes de energia.
No caso brasileiro, o aumento da geração das hidroelétricas tem viabilizado o atendimento da carga demandada pelo sistema com a saída da geração solar. A rampa diária de geração hidráulica, em janeiro de 2024, implicava em elevar a potência em 33 GW em praticamente 5 horas, das 14 hs às 19 hs. Começa a se formar no sistema elétrico brasileiro um perfil de carga líquida, ao longo do dia, semelhante à chamada curva do pato, termo que surgiu na Califórnia (CAISO) em 2013, quando o operador do sistema mostrou como a alta penetração solar poderia gerar rampas acentuadas no fim da tarde
Gráfico 1: Carga Global, Carga Líquida e Composição da Geração
Dias da semana de outubro de 2024 em GW
Fonte: GESEL. TDSE 132, 2025
A carga líquida representa a carga total, subtraindo-se a geração não-controlável, ou seja, as térmicas inflexíveis, os parques eólicos e as usinas solares, sejam elas centralizadas ou distribuídas. Conforme colocado por Brandão (2025) et al, o operador do sistema elétrico (ONS) coordena a geração controlável de fonte hídrica e uma parte da geração térmica de forma a garantir a igualdade em tempo real entre geração e carga, compensando as variações da carga e da geração eólica e solar.
Há uma sazonalidade horária, diária e mesmo mensal na geração renovável, com períodos de intermitência, o que é um aspecto técnico, inerente às energias com base em elementos da natureza como os ventos e o sol. Atender a carga líquida é o principal desafio para o ONS.
Para 2028, as projeções do Plano de Operação Elétrica de Médio Prazo do SIN, Ciclo 2024/2028 da ONS (PAR/PEL 2024), apontam para uma rampa ainda mais acentuada, praticamente duplicando seu tamanho, para algo em torno de 50 GW, que precisa ser atendida em apenas 5 horas. É um grande desafio para a operação do sistema elétrico, que tem colocado um limite para atendimento por parte das hidroelétricas e algumas térmicas flexíveis.
Gráfico 2: Rampa de Geração Hidráulica
Fonte: ONS – PAR/PEL 2023
Sob a ótica do operador do sistema (ONS), a palavra de ordem é flexibilidade para o novo setor elétrico que se apresenta. Viabilizar instrumentos de flexibilidade, considerando os recursos centralizados, distribuídos e o empoderamento do consumidor, bem como a contribuição do sistema de transmissão, é a linha mestra que todos os agentes setoriais devem direcionar suas ações”. É uma mudança estrutural da matriz elétrica brasileira que demanda uma resposta de natureza estrutural.
Há tempos a Agência Internacional de Energia (IEA) reconhece o problema da curva de pato na dinâmica de operação do sistema elétrico norte-americano. Para enfrentar essa instabilidade, a IEA enfatiza a necessidade de ampliar a flexibilidade do sistema elétrico, por meio da adoção de geração despachável, modernização das redes, resposta à demanda e, sobretudo, armazenamento de energia. Essa combinação de medidas permite absorver o excesso de produção solar e devolver energia à rede nos horários de pico, suavizando tanto o “ventre” quanto o “pescoço” da curva de pato.
Além disso, o framework das seis fases de integração de renováveis variáveis da IEA mostra que, à medida que se avança para níveis elevados de penetração solar a curva de pato torna-se evidente e exige transformações estruturais no sistema elétrico — incluindo, novamente, o papel central dos sistemas de armazenamento, como as baterias de média duração, para dar suporte operacional contínuo.
Neste sentido, o adiamento do leilão de reserva de capacidade (LRCAP), — inicialmente previsto para junho de 2025, na forma de potência — gerou certa frustração no mercado
A judicialização entre agentes de diferentes perfis inviabilizou a realização do certame. Foram mais de 327 projetos cadastrados, totalizando mais de 74 GW de capacidade, com predominância de termoelétricas a gás. Podem participar empreendimentos existentes e novos. É prevista uma revisão nas regras do leilão.
Entre os produtos a serem adquiridos no LRCAP, é essencial que a flexibilidade operacional, com capacidade de oferta rápida de potência para atender rampas de carga, seja a principal característica avaliada. Parâmetros como a taxa de subida e descida de potência, o tempo de resposta, e a relação entre potência mínima e máxima despachável devem ser incorporados como critérios técnicos relevantes para qualificar os projetos. Nessa perspectiva, termelétricas flexíveis, especialmente aquelas movidas a biocombustíveis como o biogás, podem ganhar competitividade frente às alternativas tradicionais. Ao mesmo tempo, a participação de sistemas de armazenamento de energia (BESS – Battery Energy Storage Systems), embora ainda não tenha se concretizado para o primeiro certame, surge como evolução natural dos próximos leilões, dada sua capacidade intrínseca de prover flexibilidade com elevada eficiência.
Um ponto importante recai sobre a rigidez operacional do parque térmico brasileiro. No quadro atual, Brandão et al. (2025) destacam que 70% da capacidade instalada das termelétricas apresenta tempo mínimo de geração igual ou superior a cinco dias, sendo que 43% operam com tempo mínimo igual ou superior a uma semana. Por outro lado, apenas 18% do parque térmico nacional possui flexibilidade para operar por períodos iguais ou inferiores a 24 horas. Essa rigidez operacional impõe uma sobrecarga crescente às usinas hidrelétricas, que acabam sendo demandadas para atender às rampas de carga e às variações de curto prazo do sistema.
O leilão de potência poderia, por exemplo, definir a compra de energia em MWh, com determinada taxa de rampa de subida e descida da potência, relativo a um despacho diário de 4 a 5 horas, a fim de atender a curva do pato, reduzindo o peso que se está atribuindo, durante o período da rampa, às hidroelétricas.
O menor preço da energia ofertada para um despacho de determinado número de horas por dia, associado ao crescimento e decréscimo da potência à determinada taxa, por exemplo, poderiam ser os principais elementos do certame.
Nesta perspectiva, pode-se atribuir aos empreendedores os custos de carregamento da energia, sendo o preço de venda aquele que apresentar menor oferta no leilão. Estabelece-se assim um ambiente favorável a modelos de negócios que envolvam tanto o atendimento da demanda de energia colocada pela rampa, como se tornar um ponto de carga durante determinadas horas.
As baterias estacionarias (BESS), quando localizadas próximas ao parque de geração, poderiam ser carregadas pelo excesso de energia gerada pelas fontes intermitentes durante determinando período do dia, reduzindo assim o curtailment, ou seja, a geração renovável que não é injetada no sistema por restrições diversas, sejam de transmissão e/ou demanda. A utilização de baterias é também uma forma de manter a matriz elétrica renovável, uma vez que permite o deslocamento no tempo entre geração e consumo de fontes de intermitentes de geração renovável.
O Plano Decenal de Expansão 2034, da EPE, prevê que as baterias ao final do período venham dispor de 800 MW de capacidade. Parece um número tímido, uma vez que geração eólica e solar atingiriam o montante de 47,9 GW e 87,6 GW, respectivamente, sendo 58 GW apenas com solar GD. A curva do pato, entre as 13 hs e 19 hs, implicará em uma rampa de mais de 50 GW, previstos para 2028. Dispor de menos de 1 GW de baterias parece insuficiente.
No caso da Califórnia, sob a coordenação do California Independent System Operator (CAISO), a carga líquida média do sistema apresenta rampas de até 15 GW ao longo do dia. O parque de baterias (BESS), com capacidade instalada superior a 11 GW, é majoritariamente carregado entre 9hs e 15hs — período de alta geração solar — e descarregado entre 16h e 23h, acompanhando a queda da geração solar e o aumento do consumo. Há também uma injeção pontual de energia no início da manhã (entre 5h e 7h), para recomposição parcial da carga[1].
O setor elétrico brasileiro torna-se, a cada dia, mais complexo, impulsionado pela crescente diversificação das fontes de geração, especialmente renováveis. Nesse novo contexto, manter a segurança e confiabilidade do sistema exige dispor de recursos com flexibilidade operacional, capazes de ajustar rapidamente sua potência para atender à variação da carga imposta pela economia e pela sociedade ao longo do dia. Em um mix de geração em constante mutação horária, a flexibilidade — entendida como a capacidade de elevar ou reduzir a potência entregue ao sistema — deve ser reconhecida como um atributo valioso da oferta de energia.
Essa flexibilidade representa um serviço com custos específicos, que pode ser prestado por diversos agentes, incluindo usinas hidrelétricas, termelétricas flexíveis, recursos distribuídos e sistemas de armazenamento (BESS). Trata-se, portanto, de uma função essencial para a estabilidade do sistema, cuja prestação deve ser remunerada de forma transparente e orientada a sinais de preço.
A melhor forma de garantir eficiência alocativa e promover inovação tecnológica é permitir que o mercado defina, de forma competitiva, o valor da flexibilidade que o sistema está disposto a pagar. Isso pressupõe o desenvolvimento de instrumentos regulatórios adequados, como leilões de produtos de flexibilidade, precificação horária, mercados de serviços ancilares e remuneração por capacidade disponível, alinhados às melhores práticas internacionais.
[1] Ver: https://www.caiso.com/documents/presentation-battery-storage-issues-wem-bosr-oct-22-2024.pdf
Nelson Siffert. Diretor ICT – Resel. E-mail: nfsfooo@gmail.com
Katia Rocha. Diretora do Instituto “Mulheres na Regulação” e Pesquisadora do IPEA. E-mail: katia.rocha@ipea.gov.br. As opiniões aqui expressas são de responsabilidade exclusiva dos autores e não representam, em hipótese alguma, as posições institucionais do Ipea, do Instituto Mulheres da Regulação ou do ICT-Resel.