O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) propôs à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) que novos empreendimentos de geração tenham de comprovar sua capacidade de fornecer potência nos horários de maior necessidade do sistema elétrico, podendo recorrer a baterias ou outras soluções para complementar essa entrega. A proposta busca subsidiar a regulamentação dos requisitos de controle, capacidade, flexibilidade e armazenamento previstos na Lei 15.269/2025.

Em nota técnica encaminhada à agência, o operador apresentou uma metodologia conceitual para estabelecer obrigações de capacidade com base na contribuição efetiva de cada empreendimento durante a chamada janela crítica do Sistema Interligado Nacional (SIN).

A obrigação corresponderia à diferença entre a capacidade de referência do empreendimento, que representa seu compromisso esperado de potência, e sua capacidade acreditada, definida a partir da potência que consegue comprovar que estará disponível no período crítico.

Uma usina solar, por exemplo, poderia precisar complementar sua capacidade de atendimento no período noturno por meio de armazenamento, hibridização com outras fontes ou outras soluções operativas e contratuais. Já empreendimentos capazes de fornecer potência na janela crítica teriam essa contribuição reconhecida no cálculo.

O ONS não recomenda estabelecer um percentual mínimo e uniforme de armazenamento para todas as usinas. A proposta é que a obrigação considere a contribuição de cada empreendimento para o atendimento das necessidades do sistema, sem determinar a tecnologia a ser utilizada.

A duração da janela crítica ainda precisará ser definida. O operador apresentou como referências períodos de três ou quatro horas, mas defendeu que a escolha considere estudos sobre as necessidades de potência do SIN. Também permanecem em aberto a definição da capacidade de referência, os critérios de acreditação por fonte e os mecanismos de comprovação.

Novas regras de acesso

A discussão faz parte da Agenda Regulatória 2026-2027 da Aneel, que prevê a regulamentação dos requisitos de controle, capacidade, flexibilidade e armazenamento para novos geradores, incluindo o pagamento do Encargo de Potência para Reserva de Capacidade (Ercap).

A Lei 15.269/2025 autorizou a agência a estabelecer esses requisitos nas condições gerais de contratação do acesso e uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Também determinou que empreendimentos de geração que solicitarem acesso após a publicação da lei deverão custear a contratação de reserva de capacidade, na proporção da energia gerada, enquanto não cumprirem as exigências regulamentadas pela Aneel.

Em maio, a agência solicitou ao ONS estudos para subsidiar a regulamentação, incluindo a identificação das necessidades do sistema, a avaliação dos recursos disponíveis e a definição de parâmetros técnicos aplicáveis aos empreendimentos.

A Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica (SGM) já vinha discutindo o assunto com o operador e recebeu nessa semana análise solicitada para dar continuidade ao processo regulatório.

Flexibilidade e controle

Além das exigências de potência, o ONS defendeu avanços na definição e valorização dos parâmetros operativos utilizados para avaliar a flexibilidade das usinas. Entre os atributos apontados estão os tempos mínimos de permanência das unidades ligadas e desligadas, as rampas de partida e parada e a velocidade com que conseguem aumentar ou reduzir sua geração durante a operação.

O documento também destaca a capacidade de realizar transições entre diferentes configurações operativas, respeitando os limites técnicos e de estabilidade. Segundo o operador, esses parâmetros, associados ao unit commitment, permitem avaliar a capacidade dos recursos de geração de responder às variações de carga e à intermitência das fontes renováveis.

O ONS considera desejável a valorização de unidades com menores tempos mínimos de operação e desligamento e maior capacidade de modulação de carga. Embora esses parâmetros já sejam utilizados no planejamento e na programação da operação, ainda não estão consolidados nas regras vigentes como requisitos técnicos e critérios mínimos de desempenho associados à flexibilidade.

O operador apontou avanços na definição desses atributos nos leilões de reserva de capacidade realizados em março deste ano, que estabeleceram parâmetros de flexibilidade para usinas termelétricas, porém, ressaltou que a padronização e valorização dos critérios ainda estão em desenvolvimento.

Na dimensão de controle, o estudo identificou necessidades de resposta rápida às variações de frequência e tensão e de disponibilização de inércia sistêmica. O ONS destacou que os sistemas de armazenamento por baterias podem contribuir para esses serviços quando equipados com funcionalidades avançadas, como a operação em modo grid-forming, capaz de fornecer referências de tensão e frequência, inércia sintética e suporte à estabilidade da rede.

O documento também apontou a possibilidade de ampliar a participação de baterias, usinas eólicas e fotovoltaicas no Controle Automático de Geração (CAG), mediante requisitos técnicos e regulatórios adequados. Segundo o operador, a atuação conjunta desses recursos pode ampliar a capacidade de resposta do sistema, inclusive no gerenciamento de excedentes de geração renovável.

A resposta da demanda também foi identificada como recurso capaz de contribuir para a flexibilidade operativa. Atualmente, sua aplicação está direcionada predominantemente à redução do consumo nos períodos críticos, mas o ONS apontou a possibilidade de ampliar sua atuação para serviços ancilares e de controle.

O estudo ainda destacou a contribuição das hidrelétricas reversíveis, capazes de oferecer capacidade, flexibilidade, armazenamento e serviços de controle. O operador observou, contudo, que a regulamentação atual contempla apenas as reversíveis em ciclo fechado, sem disposições específicas para os empreendimentos em ciclo aberto.

Necessidade de flexibilidade cresce

As amplitudes diárias de geração hidrelétrica têm aumentado com a expansão das fontes renováveis variáveis, principalmente a solar. Segundo o operador, em 2025, a amplitude máxima chegou a 44,1 GW e, em abril de 2026, alcançou 46,2 GW.

Para os próximos anos, o operador projeta aumento da necessidade de flexibilidade, com as maiores amplitudes diárias requeridas das fontes despacháveis passando de aproximadamente 45 GW em 2027 para 55 GW em 2030.

Segundo o estudo, a maior participação da geração solar exige que outras fontes reduzam sua produção durante os períodos de elevada oferta fotovoltaica e ampliem rapidamente a geração no fim da tarde, quando a contribuição solar diminui.

O operador também apontou necessidades relacionadas ao atendimento da carga mínima, à disponibilidade de reservas operativas e à estabilidade do sistema diante da expansão dos recursos conectados por inversores eletrônicos. O estudo considerou ainda os efeitos da entrada de grandes consumidores, como data centers e plantas de hidrogênio verde.

O ONS ressaltou que nenhuma tecnologia, isoladamente, consegue atender plenamente a todas as necessidades operativas identificadas. O documento avaliou as contribuições de hidrelétricas, termelétricas, sistemas de armazenamento, hidrelétricas reversíveis, recursos baseados em inversores e resposta da demanda.

Rateio das baterias

A contribuição de potência na janela crítica também está em discussão na Aneel em outro processo regulatório, relacionado ao rateio dos custos de contratação de sistemas de armazenamento de energia em baterias.

O ONS propôs em setembro que a participação de cada gerador no Ercap associado aos sistemas de armazenamento seja graduada conforme a potência disponibilizada nos horários de maior necessidade do SIN.

A alternativa foi incluída na consulta pública aprovada pela diretoria da Aneel em 6 de outubro, juntamente com a metodologia da área técnica da agência, que propõe diferenciar a cobrança de acordo com a flexibilidade operativa das usinas.

Na proposta da SGM, os geradores são classificados em quatro patamares, com coeficientes de rateio entre 25% e 100%, conforme sua flexibilidade. Já a alternativa do ONS considera a contribuição de potência na janela crítica, permitindo reconhecer a participação de usinas de operação contínua, como termelétricas inflexíveis e nucleares, mesmo quando apresentam baixa capacidade de modulação.

Embora sejam processos distintos, o ONS destacou, na nota técnica, a necessidade de coerência entre esses processos e as discussões relacionadas à contratação de reserva de capacidade e ao rateio dos encargos entre consumidores.

EPE também estuda flexibilidade

Em paralelo, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) propôs incorporar a flexibilidade operativa como terceira dimensão da garantia de suprimento do sistema elétrico, ao lado dos critérios de energia e potência. A incorporação do novo critério ainda depende de definições institucionais, inclusive do Conselho Nacional de Política Energética (EPE).

A proposta utiliza o Modelo de Adequação de Rampas (MAR), desenvolvido pela estatal para avaliar se os recursos disponíveis conseguem acompanhar, na velocidade necessária, as variações da carga líquida provocadas principalmente pela expansão das fontes renováveis variáveis.