LRCAP Térmicas: estamos no caminho certo?

Introdução e objetivo

Apesar do problema de falta de potência ser uma condição real do SIN, o LRCAP 2026 acabou sofrendo críticas de diversas associações além de suscitar dúvidas quanto à necessidade e do montante licitado.

Este artigo apresenta pontos relevantes que deveriam ser observados para uma boa política pública. A evolução do problema de adequação de potência com os argumentos do ONS/EPE será abordado mas incorporando observações pertinentes principalmente quanto ao caminho adotado.

A tomada de decisão por parte do governo para a realização de um leilão que acarreta ônus aos consumidores e indiretamente à sociedade deveria ser precedida de uma análise observando quatro pontos:

• Necessidade e dimensionamento da potência;
• Desenho do leilão
• Alternativas tecnológicas e sistêmicas
• Impactos socioeconômicos.

Este artigo discorre sobre estes pontos apontando deficiências que poderão significar prejuízos ao consumidor de energia elétrica e à sociedade de uma forma geral.

Dimensionamento e potência

Como a energia elétrica é um bem que é consumido no mesmo momento que é produzido, ela apresenta características distintas em relação a outras commodities energéticas como o carvão, petróleo, etc. Esta característica traz a necessidade de uma operação mais complexa pois necessita de uma rede de fios para conectar a fonte com o consumo.

O acompanhamento da demanda com o consequente despacho das usinas é feito segundo a segundo e faz parte da operação em tempo real do operador do sistema que no Brasil é o ONS. O desnível do balanço desta energia que transita na rede pode ser mensurado através da variação de frequência do sistema.

Existem momentos em que a demanda é alta e qualquer falta tanto no sistema de geração como um acréscimo não esperado da carga podem trazer problemas ao sistema. Neste momento é necessário dispor de uma reserva operativa para evitar cortes de carga tanto a nível de potência como também de energia.

Desta forma, a necessidade de reserva existe, mas o seu dimensionamento depende do risco que o consumidor quer correr para não ficar sem a energia elétrica neste período e quanto ele quer pagar por este “seguro”.

Como no Brasil não é feita esta pergunta ao consumidor, os modelos para dimensionar esta reserva foram desenvolvidos centralizadamente pelo operador do sistema.

Histórico dos modelos

Os modelos de cálculo da reserva passaram por diversas fases desde quando a Eletrobrás coordenava a operação.

Primeira fase – critério determinístico clássico (até anos 2000)

Durante décadas o planejamento do SIN sob a coordenação do GCOI utilizava um critério relativamente simples:

RPO = 5% da carga total + maior máquina

Como a reserva de potência (RPO) tinha que cobrir a aleatoriedade da carga o sistema tinha que suportar um acrescimento adicional na ponta do sistema de 5%. Este valor representava uma estatística observada ao longo dos anos para as quatro regiões do Brasil. Além disto, era necessário cobrir a perda da maior máquina do SIN que era uma unidade de Itaipu.

Esse critério vinha da tradição de sistemas hidros clássicos onde a matriz elétrica era dominada por hidrelétricas com baixa variabilidade da geração e pouca intermitência. Houve uma melhoria para tentar fazer uma correlação de eventos de acrescimento de carga e perda de máquina usando taxas de falha dos geradores dando lugar ao conceito de maior máquina probabilística

Segunda fase – critério semi-determinístico clássico (2000 – 2020)

Com a entrada massiva de eólicas na região Nordeste, o ONS que substituiu o GCOI passou a introduzir adicionais de reserva. Houve esta necessidade por conta da das novas eólicas que diferente das hidráulicas com reservatórios e das térmicas que tem uma capacidade disponível confiável, essas poderiam não dispor de vento na hora da ponta. Uma estatística foi feita e como resultado definiram que a reserva deveria aumentar para fazer frente a esta incerteza.

No caso da região NE o valor adicionado seria de 6% da capacidade total de geração eólica desta região. Para a região Sul o valor seria de 15 %. Esta diferença se deve a variabilidade do vento no Sul que é maior que na região NE onde os ventos são mais constantes.

Apesar de ser um modelo baseado em estatísticas, não era feita uma avaliação probabilística dos efeitos combinados.

Terceira fase – critério probabilístico (modelo atual)

Hoje o Brasil está migrou para um método totalmente probabilístico, semelhante ao usado em sistemas como PJM ou Europa. A reserva de potência passa a ser calculada considerando probabilidade de falhas e variabilidade das fontes

Este modelo inclui:

• Probabilidade de falha das usinas

Da mesma forma que no modelos anteriores quando introduziu a maior máquina probabilística, este modelo inclui as taxas de indisponibilidade e o tempo médio de reparo mas que seja coincidente com o período da ponta de carga.

• Variabilidade das renováveis

As eólicas e solares passam a ser representadas por funções de densidade de probabilidade mensais diferenciadas por regiões (NE litoral, NE interior, Sul).

• Cenários de operação

Com as probabilidades e funções de densidade, são simuladas combinações de carga, geração renovável, falhas de unidades e indisponibilidades. Estas combinações são simuladas uitlizando método de Monte Carlo amplamente empregado em estudos de confiabilidade.

Critério de Riso

Hoje a reserva de potência não é mais determinada como percentual da carga ou de geração, mas baseada em critérios de risco de atendimento. O principal indicador é a LOLP (Loss of Load Probability) que representa a probabilidade de não atender a carga e neste caso particular durante a ponta do SIN.

Outro ponto importante foi abandonar a lógica do uso da potência instalada como proxy de contribuição à capacidade a potência instalada para contribuição de capacidade (ELCC – Effective Load Carrying Capacity). Na realidade se incorpora a noção de quanto determinada tecnologia realmente contribui para atender o pico. Por exemplo, as térmicas e hidrelétricas com reservatório tem alta contribuição enquanto que eólica muito pouco (5 a 20%) e solar quase zero se o pico é noturno.

Escoamento de potência

Para este LRCAP houve novas atualizações do modelo que foram apresentadas pelo ONS no final do ano passado através de uma nota técnica[1] definindo a necessidade de escoamento por parte da transmissão quando a potência for necessária na ponta do sistema:

• metodologia usada para avaliar a necessidade de potência
• premissas de operação do SIN
• topologia da rede considerada
• critérios de confiabilidade
• tratamento das renováveis
• premissas de indisponibilidade de usinas
• hipóteses de carga e expansão.

As premissas chaves são as considerações explícitas de indisponibilidades forçadas e programadas além de restrições elétricas regionais que vão definir a capacidade disponível efetiva.

Houve uma preocupação com a capacidade de escoamento de geração em diversas regiões pois a resposta à falta de potência em determinado momento depende não só das condições do sistema de geração, mas também do sistema de transmissão.

Não se discute a necessidade do acoplamento da geração com a transmissão para avaliar a capacidade remanescente para assegurar a disponibilidade de potência para eventos que venham utilizá-la. O problema é que o ONS estabeleceu como critério em função do caráter estrutural imposto para a reserva, o pior cenário para o horizonte do PAR/PEL em cada barramento, sub-região e região, o que resulta em uma abordagem bastante conservadora.

___________________________________

[1] Metodologia, Premissas e Critérios para os Leilões de Reserva de Capacidade na forma de Potência – LRCAP 2026, NT-ONS DPL 0114/2025/ EPE-DEE-RE-093/2025-r0

O problema é que quando se define a geração térmica para prover potência em determinado barramento, sub-região ou mesmo região é necessário verificar a disponibilidade local ao combustível.

No caso das usinas a gás natural torna-se mais crítico o acesso necessitando de estrutura de gasoduto ou mesmo de sistemas de gaseificação que devem ser localizados no litoral.

Critério CNPE

A Resolução 29/19 estabeleceu em 2019 o risco explicito de insuficiência de potência (LOLP) e o valor esperado condicionado a um determinado nível de confiança (CVaR). Estabelece também que o MME irá determinar periodicamente estes parâmetros que representam o grau de aversão ao risco imposto aos consumidores de energia elétrica.

Estes critérios estão relacionados à metodologia que já vinha sendo utilizada para o cálculo da garantia física das centrais hidrelétricas que utilizam o NEWAVE e SUSHIO. Portanto, é uma solução estrutural que depende basicamente dos cenários utilizados no planejamento, ou seja, a visão da EPE e ONS do desenvolvimento do setor elétrico reflete no que se dimensiona hoje de reserva de potência.

Para este leilão foi utilizada uma LOLP anual de 5% e um CVaR de 5% da PNS mensal com 5% da demanda máxima instantânea. Este é o ponto crucial da metodologia onde a sensibilidade às premissas adotadas torna o resultado fortemente dependente da modelagem. Na realidade o LOLP acaba não afetando diretamente e o que mais aumenta é o CVaR mensal. De forma simplista, o critério diz que o sistema pode falhar em até 5% dos cenários, mas quando falhar, a falta média de potência nos piores casos não pode ultrapassar 5 % da carga máxima.

O problema é qual critério adotar dado que o consumidor é quem paga a conta. Se o critério é muito conservador o custo acaba sendo muito elevado. Em atas recentes do CNPE existe uma preocupação em função dos relatórios do PEN de que os valores de LOLP e CVaR relacionados à ponta estariam aumentando o que sugeriria uma possível violação a partir de 2026 o que motivou a necessidade estrutural do LRCAP.

Outro ponto importante é o próprio CVaR que se originou do VaR (Value at Risk) do mercado financeiro. Com estatísticas confiáveis estes parâmetros dentro de certos limites são interessantes. No entanto, dependem muito de premissas e abraçam o final da curva de densidade de probabilidade onde os extremos se evidenciam.

Cenário de demanda e oferta

A partir do histórico de crescimento de carga observado ao longo de 2024 e início de 2025 obteve-se um crescimento médio de 3,4% que foi projetado para cada região atingindo em 2029 o valor de 94,6 GW. Na avaliação dos requisitos de potência utilizou as demandas máximas coincidentes obtidos através das demandas dos perfis típicos de curva de carga.

Estes foram os critérios adotados no PEN que se preservaram para o cálculo da necessidade de potência do LRCAP. Observou-se também com a entrada dos consumidores livres do Grupo A com carga superior a 500 kW ou inferiores através de agente varejista a partir de 2024 alteraria a ponta estrutural do SIN.

Se a previsão da energia já é um enorme problema na conjuntura atual de mudanças tecnológicas e cenários econômicos do país, maior incerteza ocorre na previsão de potência. O que se observa é que qualquer premissa a ser adotada pode mudar significativamente o resultado mesmo considerando os efeitos probabilísticos nos estudos de confiabilidade utilizados para o LRCAP. Novas cargas com características diferentes como os data centers e a alteração das curvas de cargas tradicionais por efeito de tecnologia muda completamente o quadro utilizado

Oferta

A matriz energética e elétrica brasileira tem mudado significativamente ao longo dos anos. A introdução de fontes eólicas e solares tem trazido um suporte significativo para a energia gerada mas vem com problemas de intermitência por conta das fontes primárias.

Os programas de cálculo da potência utilizaram funções de densidade de geração eólica e solar retiradas dos históricos que vem sofrendo mudanças em função das variáveis climáticas. Isto já evidencia uma incerteza no médio e longo prazo sobre as melhores soluções para o requisito de ponta no SIN.

Outra dimensão do problema é a oferta hídrica que também vem sofrendo com as mudanças climáticas. Os cenários de afluência podem alterar significativamente a energia ofertada como também a potência disponível.

As variáveis climáticas acabam predominando os cenários de oferta de energia e potência inclusive na modelagem combinada de precipitação, vento e sol que não podem ser independentes como nos modelos atuais.

A previsão das variáveis climáticas é um ponto essencial onde atualmente o uso de modelos estacionários não conseguem refletir a realidade da dinâmica do tempo e clima. Além da combinação destas variáveis podemos acrescentar o aumento da temperatura como determinante no lado da demanda. Estas variáveis combinadas atuam para definir a ponta do sistema que os modelos atuais não conseguem representar. A análise de máximos independentes não é uma boa prática e pode trazer resultados longe da realidade futura.

Leilão como solução

Em função do modelo brasileiro ainda estar carente de sinais de preço, aparecem ineficiências pois se vincula decisões de provimento de potência usando modelos que tem um conjunto de deficiências conforme apresentado no item anterior. Outras soluções encontradas em outros mercados como o energy-only do Texas ou o mercado de regulação (serviço ancilar) nos países europeus, acabam mostrando ser mais eficientes para lidar com incertezas com a maior participação dos agentes de geração e consumo na solução dos problemas operacionais.

Dado que o modelo brasileiro ainda traz uma governança centralizada, o leilão acaba sendo um instrumento importante para provimento da reserva. No entanto, podemos elencar alguns problemas observados nestes últimos leilões.

Direcionamento tecnológico

A especificação de térmicas como solução quase que exclusiva implica na eliminação de competição com outras tecnologias. O BESS, as usinas reversíveis, os sistemas híbridos se apresentam como soluções viáveis não elencadas. Isto acarreta uma perda de eficiência econômica e risco de lock-in tecnológico incompatível com a transição energética.

Um ponto que poderia ser levantado é que o problema não seria só de potência mas da necessidade de uma energia firme sustentada ou mesmo de um auxílio para problemas de estabilidade. O BESS resolve bem rampas, frequência e serviços ancilares mas ainda tem limitações econômicas para durações mais longas como eventos de vários dias. No caso da estabilidade, a necessidade de tecnologias do tipo grid-forming podem estar ainda em testes.

Esta mistura de finalidades do leilão mostra uma falta de definição explicita dos atributos como potência firme (MW), duração (h) para que outras tecnologias possam competir. Neste leilão específico foram desenhados atributos específicos de térmicas e hidráulicas.

A melhoria na caracterização deste leilão permitiria: o BESS competir em blocos curtos, híbridos (solar+BESS, eólica+BESS) entrarem e as térmicas permanecerem onde são de fato mais eficientes.

Preço de reserva e subsídios implícitos

Durante a formulação do leilão tiveram discussões sobre o preço de reserva onde o preço dobrou um pouco antes da sua execução. O preço de reserva elevado pode induzir contratação acima do necessário, garantir retorno a tecnologias específicas e transferir ao consumidor custos sem transparência. É sabido que um preço de reserva fora do mercado pode ocasionar risco de não contratação, mas a forma como foi definido suscitam dúvidas.

O risco não está no preço reserva em si, mas na combinação entre critérios de confiabilidade conservadores, definição pouco transparente da demanda de capacidade e um preço reserva elevado — que, juntos, podem gerar uma contratação estruturalmente acima do ótimo econômico.

Alternativas tecnológicas e sistêmicas

Para resolver o problema de capacidade, hoje existem tecnologias mais aderentes com a transição energética. O armazenamento gravitacional e o armazenamento eletroquímico têm ganho espaço nos diversos países que enfrentam as mesmas dificuldades com “curtailment”, rampa e ponta. Neste contexto podemos separar o armazenamento em centralizado e distribuído.

Armazenamento centralizado

O armazenamento centralizado forma hoje um “equivalente moderno” das térmicas do ponto de vista da operação sistêmica. Apesar do MME afirmar que está na agenda o leilão de baterias ainda existem entraves como a própria regulação específica da ANEEL que não avança com a CP 39/23. Em função dos requisitos de potência se apresentarem como urgentes de acordo com o ONS, a falta de regulação do BESS acaba privilegiando a solução térmica. Podemos destacar algumas características importantes do armazenamento centralizado:

• BESS centralizado
  • Excelente para serviços ancilares, rampa e arbitragem horária;
  • Limitação ainda relevante em duração para eventos prolongados;
  • Altamente modular e com implantação rápida — um diferencial frente às térmicas.
  • Localização flexivel no SIN adequando às margens de escoamento

• Usinas reversíveis
  • Solução estrutural para armazenamento de longa duração;
  • Alta eficiência sistêmica e vida útil longa;
  • Mas com forte barreira: CAPEX elevado, licenciamento e tempo de implantação.
  • Localização dependente de geografia

• Híbridos (solar/eólica + armazenamento)
  • Reduzem curtailment e aumentam previsibilidade;
  • Introduzem uma “semi-firmeza” renovável;
  • Podem competir diretamente com térmicas se bem modelados no leilão.

O desenho atual do LRCAP não explicita os atributos de confiabilidade (potência, duração, disponibilidade), o que acaba favorecendo implicitamente as térmicas mesmo quando alternativas tecnológicas já existem.

Além dos aspectos acima mencionados, é importante ressaltar uma outra característica do armazenamento relevante: a necessidade de energia para carregamento. Essa característica, longe de ser uma limitação, permite que o BESS atue como um recurso ativo na absorção de excedentes energéticos, deslocando essa energia para períodos de maior valor sistêmico, como a ponta de carga.

Dessa forma, o armazenamento não apenas contribui para o atendimento da potência, mas também atua na redução do curtailment, aumentando a eficiência global do sistema. Trata-se, portanto, de uma solução que endereça simultaneamente dois problemas estruturais vividos no caso brasileiro: o excesso de geração em determinados períodos e a insuficiência de potência em outros.

Por outro lado, parte significativa das usinas termelétricas, especialmente aquelas baseadas em ciclos a vapor ou ciclo combinado, apresenta restrições operativas importantes associadas ao tempo de partida (T-on). Esses tempos podem ultrapassar várias horas, em função da necessidade de aquecimento de caldeiras, turbinas e demais componentes térmicos.

Quando esses tempos de acionamento são elevados, a operação dessas usinas perde aderência à dinâmica intradiária do sistema, caracterizada por rampas acentuadas e variações rápidas de geração renovável. Em particular, para acompanhar a rampa de subida da carga ao final do dia, pode ser necessário antecipar o despacho dessas térmicas ainda durante o período de elevada geração solar.

Esse despacho antecipado implica, na prática, a manutenção de geração térmica em momentos em que já há excedente de energia no sistema, podendo agravar o problema de curtailment ao deslocar ainda mais a geração renovável.

Enquanto o armazenamento tende a reduzir o curtailment ao absorver excedentes, determinadas configurações térmicas podem, em função de suas restrições operativas, contribuir para sua ampliação, ao exigir despacho fora do período ótimo de necessidade de potência.

Um aspecto adicional relevante refere-se à crescente perda de controlabilidade do SIN em determinados períodos operativos, fenômeno já identificado pelo ONS em seus estudos mais recentes de planejamento (PAR/PEL 2025).

Esse fenômeno tem se traduzido no aumento do número de dias com perda de controlabilidade, conforme indicado nos estudos prospectivos do ONS para o horizonte até 2029. Nesses períodos, o operador dispõe de menor margem para atuar sobre o balanço entre geração e carga, o que pode comprometer a segurança operativa, especialmente em cenários de elevada variabilidade das fontes renováveis.

Nesse contexto, o problema do curtailment passa a ser apenas uma das manifestações de uma questão mais ampla: a insuficiência de recursos com capacidade de modulação rápida e bidirecional, capazes de absorver excedentes e, ao mesmo tempo, fornecer potência quando necessário.

Dado que o BESS tem capacidade de operar tanto como carga como geração, ele pode absorvendo energia excedente contribuir reduzindo o curtailment na manutenção de unidades controláveis em operação.

A evolução do sistema sugere uma transição de um problema predominantemente de adequação de potência para um problema crescente de adequação de flexibilidade e controlabilidade.

Armazenamento distribuído

A expansão da MMGD trouxe benefícios ao sistema em termos de energia ofertada próximo aos centros de carga, mas com o seu alto grau de penetração vivenciado nos últimos anos, problemas na curva de carga como inversão de fluxo e rampa de subida ao pico de consumo vem trazendo também problemas para a operação do SIN.

Assim como a geração distribuída já é uma realidade, o armazenamento “behind the meter” localizado no próprio consumo ou próximo é uma transformação na lógica do sistema elétrico que já move muitos países.

Em vez de resolver o problema de forma centralizada tradicional, ou seja,  “top-down” (geração → transmissão → consumo), há uma atuação:

• diretamente no perfil de carga;
• reduzindo picos locais;
• evitando ou postergando investimentos em rede;
• e, principalmente, transformando a demanda em um recurso ativo.

Podemos citar o caso da Austrália que é emblemático onde:

• programas estaduais incentivam baterias residenciais;
• agregadores formam VPPs (Virtual Power Plants);
• baterias arbitram preços no mercado
• baterias proveem serviços ancilares como resposta direta à demanda deslocando os picos causadores do LRCAP

A solução distribuída ataca o problema na origem — o pico de carga — enquanto o modelo centralizado reage a ele.

A discussão sobre o LRCAP não pode se limitar à escolha entre térmicas e renováveis centralizadas. Existe uma terceira via — o armazenamento distribuído — que atua diretamente sobre o perfil de carga e pode reduzir a necessidade sistêmica de contratação de potência.

Ao não incorporar explicitamente os recursos distribuídos e os agregadores no desenho do mecanismo, o modelo atual corre o risco de superdimensionar a necessidade de capacidade centralizada. Como o leilão estabelece um contrato de 10 anos, fatalmente teremos um “sunk cost” a ser pago pelos geradores e consumidores. ou pelo contribuinte.

O ONS ainda enxerga pouco estes recursos em função da ausência de integração plena com agregadores e a falta de modelos para despacho coordenado.

Ao não incorporar explicitamente os recursos energéticos distribuídos e os agregadores no desenho do mecanismo, o modelo atual corre o risco de superdimensionar a necessidade de capacidade centralizada.

Impactos socioeconômicos

Os itens anteriores abordaram o impacto intrasetorial do LRCAP de Térmicas. Como a decisão foi do MME em definir a fonte, deve-se incorporar uma das externalidades que afetam a política pública adotada. Nesta visão se discute também a eficiência econômica e social de forma ampliada. Um leilão restrito a termelétricas não produz apenas um resultado tecnológico, mas determina a distribuição de custos e benefícios além de riscos à sociedade.

O primeiro efeito é sobre o consumidor de energia. Mesmo quando o leilão apresenta deságio, o problema econômico não desaparece, porque o deságio ocorre dentro de um universo já previamente delimitado. O 3º LRCAP, por exemplo, foi voltado a óleo combustível, óleo diesel e biodiesel; logo, a competição ocorreu entre térmicas desse conjunto, não entre todas as soluções possíveis de confiabilidade. Isso significa que o preço final pode até cair em relação ao teto, mas ainda assim permanecer acima do custo social de alternativas excluídas do certame. Isto acaba afetando a modicidade tarifária tão preconizada pelo MME.

O segundo efeito é a externalidade ambiental e sanitária. Quando a solução é concentrada em termelétricas, sobretudo as movidas a combustíveis fósseis líquidos ou sólidos, o setor assume custos indiretos ligados a emissões, poluição local, uso logístico intensivo de combustível e maior exposição a volatilidade de cadeias de suprimento. Mesmo que parte desses custos não apareça integralmente no lance vencedor, eles reaparecem na sociedade sob a forma de piora ambiental, pressão sobre saúde pública e necessidade futura de descarbonização mais cara.

O terceiro efeito é o travamento tecnológico. Ao contratar potência com requisitos desenhados de forma implicitamente favorável às térmicas, o setor posterga a curva de aprendizado, a escala industrial e o amadurecimento regulatório de soluções como BESS centralizado, híbridos renováveis com armazenamento e recursos distribuídos agregados. Isso é particularmente relevante porque o próprio MME já reconheceu o armazenamento em baterias como objeto de contratação futura, o que enfraquece a tese de que se trata de tecnologia “prematura” ou fora do radar institucional.

O quarto efeito é locacional e distributivo. A térmica centralizada resolve um problema sistêmico do ponto de vista do operador, mas nem sempre resolve o problema na origem elétrica. Em muitos casos, o que pressiona o sistema é a ponta, a rampa ou a restrição local na rede. Nesses casos, soluções distribuídas ou semidistribuídas podem gerar valor maior por MW contratado, pois atacam simultaneamente carga, redes de distribuição e confiabilidade.

O problema, portanto, não está em reconhecer papel para termelétricas na confiabilidade do SIN, mas em transformar esse papel em solução quase exclusiva por desenho regulatório. Quando isso ocorre, o leilão deixa de ser instrumento de descoberta eficiente de custo e passa a funcionar como mecanismo de seleção prévia de vencedores, com impactos que extrapolam o setor elétrico e alcançam a economia, o território e a sociedade.

Conclusão

O LRCAP 2026 evidencia a necessidade de mecanismos complementares ao atual modelo de formação de preços para garantir a adequação de potência do SIN. Contudo, o desenho adotado — ao combinar critérios de risco conservadores, direcionamento tecnológico implícito e ausência de integração de novas alternativas — pode induzir uma solução estruturalmente mais custosa comprometendo o desenvolvimento do setor elétrico.

A análise realizada sugere que o desafio não reside na contratação de capacidade em si, mas na forma como essa capacidade é definida, valorada e alocada no sistema. A ausência de explicitação dos atributos de confiabilidade e de mecanismos que permitam a competição entre diferentes tecnologias limita a eficiência do processo.

Por exemplo, no dimensionamento do requisito de potência a ser contratado ignorou-se soluções de mercado como recursos distribuídos, resposta da demanda, ou mesmo importação de energia de outros países para majorar a demanda termelétrica a ser contratada.

Sistemas de armazenamento (BESS) são a tecnologia mais adequada e eficiente para fazer frente ao desafio da variabilidade das fontes renováveis não controláveis e do consumo, ao prover flexibilidade e resposta imediata para equilíbrio instantâneo entre oferta e demanda de energia elétrica do SIN, e para atender ao requisito de reserva de capacidade sistêmico, ao deslocar energia renovável desperdiçada para os períodos mais críticos de suprimento, e, portanto, poderia ser amplamente (ou até mesmo, totalmente) utilizada para o objetivo a que o LRCAP se propôs.

Um agravante à não consideração de tecnologias de armazenamento, como o BESS, é que, sob a ótica do ótimo global do sistema, esses recursos poderiam reduzir significativamente os cortes de geração atualmente observados nas usinas renováveis (curtailment). Além de atender às necessidades de rampa e de potência, o armazenamento permite absorver excedentes energéticos e recompor a flexibilidade e a controlabilidade do SIN — aspectos que se tornam cada vez mais críticos em um sistema com elevada participação de geração não despachável.

Em resumo, enquanto o SIN descarta energia renovável (curtailment), optou-se por térmicas caras, pouco flexíveis, poluentes e dependentes da geopolítica global no suprimento de combustíveis fósseis, que intensificarão o desperdício das renováveis em decorrência de demoradas rampas de acionamento.

As opiniões e informações expressas são de exclusiva responsabilidade do autor e não obrigatoriamente representam a posição oficial do Canal Solar.