Em artigo publicado pela Agência CanalEnergia, Roberto Brandão (Diretor técnico-científico do GESEL-UFRJ) e Nivalde de Castro (Professor do Instituto de Economia da UFRJ e coordenador-geral do GESEL) analisam o Leilão de Reserva de Capacidade de 2026 e defendem que seu elevado custo não decorre de falhas pontuais, mas de questões estruturais do sistema elétrico brasileiro. Os autores sustentam que o leilão, o aumento do curtailment e a volatilidade do PLD são manifestações de um mesmo fenômeno: o descasamento entre a geração renovável variável, especialmente solar, e o perfil de consumo. Argumentam que a expansão desordenada de fontes não controláveis, aliada à insuficiência de geração despachável e limitações de transmissão, gera excedentes em determinados horários e escassez em outros, exigindo contratação de capacidade firme. Destacam ainda distorções regulatórias, como o piso artificial do PLD e a alocação inadequada dos custos do curtailment. Concluem que a solução passa por aperfeiçoamentos regulatórios, expansão do armazenamento e realização contínua de leilões, reconhecendo o papel transitório das termelétricas no equilíbrio do sistema.
(Publicado pela Agência CanalEnergia)
Em artigo publicado pelo Broadcast Energia, Nivalde de Castro (professor do Instituto de Economia da UFRJ e coordenador-geral do GESEL-UFRJ) e Roberto Brandão (diretor científico do GESEL-UFRJ) tratam do papel do Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) realizado em março de 2026, destacando que a contratação de quase 20 GW de potência é o custo necessário para garantir a segurança energética do país. Eles argumentam que a expansão massiva de fontes eólica e solar, impulsionada por subsídios cruzados e lobbies políticos, exige soluções de flexibilidade operativa para que o ONS consiga administrar as “rampas” de carga no início da noite. O Brasil apresenta um crescimento da oferta descolado da demanda real, mas enfrenta entraves estruturais e custos sistêmicos elevados — cerca de R$ 39 bilhões anuais — que sobrecarregam a conta de luz via encargos. O artigo defende a realização desses certames como forma de prover recursos para enfrentar a escassez hídrica e evitar apagões, transformando a reserva de capacidade em uma infraestrutura central para assegurar a confiabilidade do sistema, embora ressalte que a modicidade tarifária dependa urgentemente da revisão de subsídios obsoletos que distorcem o mercado.
(Publicado pelo Broadcast Energia)
Em artigo publicado pelo Valor Econômico, Nivalde de Castro (professor do Instituto de Economia da UFRJ e coordenador-geral do Grupo de Estudos do Setor Elétrico [GESEL]), Angela Livino (pesquisadora associada do GESEL-UFRJ), Roberto Brandão (diretor técnico-científico do GESEL-UFRJ) e Ana Carolina Chaves (pesquisadora plena do GESEL-UFRJ) tratam do papel estratégico do armazenamento hidráulico na transição energética brasileira, destacando que a matriz elétrica nacional, fortemente renovável e baseada em hidrelétricas, é uma vantagem ainda subestimada. Argumentam que a expansão de eólicas e solares exige soluções de flexibilidade e confiabilidade, sendo os Sistemas de Armazenamento Hidráulico (SAH) essenciais por funcionarem como “baterias de água” capazes de armazenar energia em larga escala e por longos períodos. O Brasil reúne condições únicas para liderar esse modelo, mas enfrenta entraves regulatórios, econômicos e institucionais que dificultam investimentos. O artigo defende a criação de mecanismos de remuneração, ajustes legais e coordenação entre órgãos para viabilizar os SAH, transformando-os em infraestrutura central para garantir segurança energética, competitividade e sustentabilidade no longo prazo.
(Publicado pelo Valor Econômico)
Em artigo publicado pela Agência CanalEnergia, Roberto Brandão (diretor técnico-científico do GESEL/UFRJ), Ana Carolina Chaves (pesquisadora plena do GESEL-UFRJ), Angela Livino e Katarina Ferreira (pesquisadoras associadas do GESEL-UFRJ) tratam do papel estratégico do armazenamento de energia na viabilização da transição energética diante da crescente participação de fontes renováveis intermitentes. A partir da análise das experiências de países como Austrália, Reino Unido, Itália, Estados Unidos, Espanha, Portugal e China, os autores mostram que a expansão consistente de eólica e solar tem sido acompanhada pelo fortalecimento da capacidade de armazenamento, seja por sistemas hidráulicos ou baterias em escala de rede, apoiados por diferentes instrumentos regulatórios e de mercado. Apesar das distintas abordagens institucionais, observa-se uma convergência: projetos de longa duração exigem mecanismos estáveis de remuneração e redução de risco, enquanto as baterias avançam com apoio de serviços ancilares, incentivos iniciais e integração aos mercados elétricos. A principal lição internacional, segundo os autores, é que o armazenamento deixou de ser complementar e passou a constituir infraestrutura crítica, cuja expansão depende de previsibilidade regulatória, coordenação institucional e mecanismos claros de valorização da flexibilidade para sustentar sistemas elétricos descarbonizados e confiáveis.
(Publicado pela Agência CanalEnergia)
O Grupo de Estudos do Setor Elétrico (GESEL-UFRJ) está publicando o Texto de Discussão do Setor Elétrico (TDSE) nº 154, intitulado “Recomendações para a Implementação de Sistemas de Armazenamento Hidráulico no Brasil”. O estudo analisa os instrumentos e as diretrizes necessários para dinamizar o investimento em Sistemas de Armazenamento Hidráulico (SAH) no país, considerando as inovações trazidas pela Lei nº 15.269/2025 e as exigências de flexibilidade impostas pela transição energética. Foram quatro eixos centrais de discussão: o enquadramento jurídico e institucional dos SAH no marco setorial; o desenho de um modelo econômico-comercial e de instrumentos de contratação de longo prazo; as diretrizes para o planejamento e desenvolvimento de projetos; e os desafios do licenciamento socioambiental em articulação com a gestão de recursos hídricos. O trabalho examinou como a experiência internacional e a percepção dos agentes nacionais podem subsidiar a superação de barreiras institucionais, garantindo a segurança sistêmica frente à intermitência das fontes renováveis variáveis. Os debates concentraram-se em temas como a estratégia chinesa de planejamento centralizado com metas quantitativas e tarifas de capacidade reguladas; os mecanismos de cap and floor e leilões de longa duração adotados no Reino Unido e na Austrália para mitigar riscos de mercado; e o papel dos créditos fiscais e mercados de capacidade nos Estados Unidos para atrair capital privado. O estudo acena para a complexidade dessa integração, que exige reconfigurações profundas na regulação e uma articulação institucional coordenada entre órgãos como MME, ANEEL, EPE, ONS e ANA. Conclui-se que o principal desafio nacional será transformar o potencial hidrelétrico brasileiro em infraestrutura estratégica de armazenamento, de modo que o sucesso da transição energética dependerá de arranjos capazes de converter diretrizes legais em ganhos efetivos de segurança hídrica e resiliência elétrica para o país.
ISBN: 978-85-7197-042-7
O Grupo de Estudos do Setor Elétrico (GESEL-UFRJ) está publicando o Texto de Discussão do Setor Elétrico (TDSE) nº 153, intitulado “Estudos de Cálculo de Lastro de Potência e Valoração dos Recursos de Armazenamento no SIN”. O estudo, elaborado por Roberto Brandão, Murilo Miranda e Fabio A. Diuana no âmbito do Programa de PD&I da ANEEL com apoio da CTG, analisa como a transformação estrutural e a transição energética no Brasil demandam o aprimoramento das metodologias de avaliação da confiabilidade e da capacidade firme dos recursos energéticos no Sistema Interligado Nacional (SIN). Foram cinco metodologias centrais de análise: a Potência Convencional Equivalente (ECP); a Capacidade Firme Equivalente (EFC); a Capacidade Efetiva de Suporte à Carga (ELCC); a Análise Direta da Perda de Carga (DLOL); e uma variante da DLOL baseada no conjunto comum de horas críticas. O trabalho examinou, por meio de simulações cronológicas e horárias no software Plexos para o horizonte de 2032 (utilizando dados do PEN 2024-2028 e do PDE 2034), como diferentes tecnologias de armazenamento — sistemas de baterias (BESS de 4 h e 6 h) e usinas hidrelétricas reversíveis (UHR Barreto de 1 GW) — contribuem para a redução do risco de déficit e para a modicidade de custos operacionais. Os debates concentraram-se em temas como as limitações da EFC (devido ao viés da escolha da UTE de referência) e da ELCC (que altera o despacho ao elevar ficticiamente a carga); a eficiência do método baseado no conjunto de horas críticas em manter uma base temporal comum com menor custo computacional; e a capacidade do armazenamento em reduzir significativamente a Energia Não Suprida (ENS), o Custo Marginal de Operação (CMO) e os custos globais de geração em relação a termelétricas equivalentes. O estudo acena para a complexidade da valoração de novos recursos, que exige a representação detalhada da dinâmica operativa de curto prazo, a modelagem de incertezas hidrológicas e renováveis, e a contabilização de efeitos sistêmicos diretos e indiretos sobre os reservatórios hídricos. Conclui-se que o principal desafio será aperfeiçoar o arcabouço regulatório brasileiro para estabelecer métodos tecnologicamente agnósticos, de modo que o desenho dos Leilões de Reserva de Capacidade e dos mecanismos de contratação reconheça adequadamente a contribuição de potência firme e a flexibilidade do armazenamento para a segurança do SIN.
ISBN: 978-85-7197-041-0
O Grupo de Estudos do Setor Elétrico (GESEL-UFRJ) está publicando o Texto de Discussão do Setor Elétrico (TDSE) nº 149, intitulado “Curtailment por confiabilidade: como estimar?”. O estudo analisa os desafios impostos pela acelerada transformação da matriz elétrica brasileira, que adicionou mais de 82 GW ao Sistema Interligado Nacional (SIN) nos últimos cinco anos, sendo a quase totalidade proveniente de fontes eólicas e fotovoltaicas. Foram cinco etapas centrais de discussão para a estruturação do método proposto: o levantamento dos requisitos de confiabilidade e do histórico de cortes baseados em dados do ONS; a caracterização estatística das fontes renováveis variáveis por meio de curvas de permanência; a atualização da configuração futura do sistema considerando a expansão da geração e transmissão; e a realização de simulações de regime permanente e dinâmicas para validar a estabilidade dos pontos de operação. O trabalho examinou como o desenvolvimento de um procedimento estruturado de monitoramento e previsão pode subsidiar a compreensão da probabilidade e da magnitude das restrições operativas em um horizonte prospectivo de até cinco anos. Os debates concentraram-se em temas como a identificação de regiões críticas, como Bahia e Minas Gerais, que apresentam maior suscetibilidade a cortes devido a limitações estruturais de transmissão; a análise de situações reais de sobrecarga em transformadores estratégicos, exemplificada pela SE Rio Novo do Sul; e o impacto positivo da entrada em operação de novas linhas de transmissão na redução do curtailment. O estudo acena para a complexidade dessa gestão, que exige o refinamento constante de dados de referência e a integração de novas soluções de flexibilidade, como o armazenamento de energia por baterias e usinas reversíveis. Conclui-se que o principal desafio será capacitar os geradores para antecipar impactos em um cenário de provável agravamento do problema, de modo que o sucesso da transição energética dependerá de métodos capazes de converter requisitos técnicos de segurança em subsídios efetivos para o planejamento e para o aprimoramento do arcabouço regulatório nacional.
ISBN: 978-85-7197-038-0
Slides de apresentação do seminário “PLEXOS®: ferramenta para construção de cenários do SEB”, realizado pelo GESEL, em parceria com a Energy Exemplar, no dia 11 de novembro de 2025, no Instituto de Economia da UFRJ. O objetivo do evento foi apresentar as funcionalidades e a capacidade explicativa dessa potente ferramenta de planejamento estratégico e operacional.
O Grupo de Estudos do Setor Elétrico (GESEL-UFRJ) está publicando o Texto de Discussão do Setor Elétrico (TDSE) nº 147, intitulado “Aumentando a Flexibilidade da Geração Hidrelétrica do Sistema Interligado Nacional”. O estudo analisa como o parque hidrelétrico brasileiro, com mais de 100 GW de capacidade, pode ser o principal provedor da flexibilidade operativa necessária para equilibrar o Sistema Interligado Nacional (SIN) frente à expansão das fontes renováveis variáveis. Foram analisados eixos centrais como o impacto da energia solar na formação da “curva do pato”, o paradoxo da subutilização das usinas hidrelétricas (UHEs) e uma proposta de inovação regulatória no Mecanismo de Realocação de Energia (MRE). O trabalho examinou simulações para o horizonte de 2030, demonstrando que a vinculação da remuneração ao perfil horário real de geração pode gerar ganhos de R$ 14,4 bilhões ao ano para os geradores, criando um incentivo econômico direto para a remoção de restrições operativas. Os debates concentraram-se na necessidade de modernizar a regulação para que os sinais de preços horários reflitam a escassez de energia e valorizem atributos de rampa, permitindo que as UHEs garantam a segurança energética e a resiliência da rede. O estudo acena para a complexidade da transição energética e conclui que o ajuste pontual nas regras de comercialização é uma solução de baixo investimento e alto impacto para assegurar a descarbonização eficiente da matriz, transformando o parque hidrelétrico existente no principal lastro de confiabilidade do sistema. Para consolidar o entendimento: a transição energética com alta penetração solar é como um avião que precisa de motores auxiliares potentes (flexibilidade hídrica) para manter a altitude quando o sol se põe, e a mudança na regulação do MRE é a chave para garantir que esses motores estejam sempre prontos para atuar.
ISBN: 978-85-7197-035-9
Em artigo publicado pelo Broadcast Energia, Nivalde de Castro (Professor do Instituto de Economia da UFRJ e coordenador-geral do GESEL/UFRJ) e Roberto Brandão (diretor científico do GESEL/UFRJ) analisam o avanço dos curtailments da geração renovável no Brasil. Impulsionada por políticas de incentivo e pela expansão acelerada da eólica e solar — que já representam 28,8% da matriz elétrica —, a transição energética brasileira enfrenta crescentes restrições operacionais e cortes de geração por confiabilidade e excesso de oferta. Em 2025, os curtailments médios atingiram 36,4% da energia solar e 24,1% da eólica, sem previsão de compensação regulatória aos geradores. Os autores destacam a necessidade urgente de ajustes regulatórios para equilibrar os impactos entre geração centralizada e distribuída e de investimentos em armazenamento de energia, condição essencial para garantir flexibilidade, confiabilidade e sustentabilidade na expansão do Setor Elétrico Brasileiro.
(Publicado pelo Broadcast Energia)
