Bernardo Bezerra*
O ponto de partida para o debate sobre o LRCAP é o produto que o sistema elétrico brasileiro efetivamente necessita hoje. E esse produto é cada vez mais claro: potência firme durante o horário de ponta, ao longo de poucas horas — tipicamente cerca de quatro horas.
O Brasil não enfrenta um problema estrutural de energia ao longo do ano. Ao contrário, o sistema já convive com sinais consistentes de sobreoferta em diversos períodos do dia. Nos últimos anos, episódios de curtailment de geração eólica e solar passaram a se acumular em volumes relevantes, ao mesmo tempo em que se tornaram recorrentes registros de preços de curto prazo próximos ao piso regulatório em horas de baixa demanda. A consultoria PSR aponta para uma sobra física de lastro de energia de 13% da carga em 2026.
Essa distinção é central para o desenho do LRCAP. Quando o sistema precisa de potência por quatro horas, a solução tecnológica mais eficiente não precisa ser dimensionada para operar continuamente. Nesse contexto, sistemas de armazenamento em baterias (BESS) são uma solução diretamente aderente ao produto que o sistema requer.
Ainda assim, parte do debate recente tem sustentado que baterias deveriam ser tratadas apenas como recursos de serviços ancilares, não sendo adequadas para atender critérios estruturais de confiabilidade. Essa leitura não encontra respaldo na experiência internacional.
O Reino Unido oferece um exemplo relevante de como um mecanismo de capacidade pode incorporar armazenamento com tratamento regulatório específico. No leilão realizado em 2025 para entrega em 2028/29, o Capacity Market contratou 43,1 GW de capacidade, dos quais 1,8 GW foi de bateria.
Na Califórnia, o armazenamento já ocupa papel estrutural crescente na confiabilidade do sistema. O programa de Resource Adequacy é desenhado para que haja capacidade disponível quando e onde o sistema precisa, e a contribuição das baterias é calculada com base em testes de saída sustentada por quatro horas. Em termos físicos, o estado já superava 16,9 GW de baterias até julho de 2025.
O PJM também permite a participação de armazenamento nos mercados de capacidade, energia e serviços ancilares, competindo diretamente com outras fontes.
Um ponto frequentemente levantado nesse debate é o de que apenas termelétricas seriam capazes de prover controle de tensão ao sistema. Essa afirmação, no entanto, não se sustenta como regra geral. O controle de tensão em regime permanente está fundamentalmente associado à capacidade de injeção e absorção de potência reativa, um serviço que sistemas de armazenamento em baterias prestam de forma plena por meio de seus inversores, inclusive operando a zero potência ativa e sem custo de combustível. Diretrizes técnicas de operadores internacionais mostram que recursos baseados em inversores são capazes de prover suporte de tensão dinâmico e controle automático de tensão com elevada velocidade de resposta.
É verdade que máquinas síncronas oferecem atributos adicionais, como inércia física e maior contribuição de corrente de curto-circuito, que podem ser relevantes em sistemas com menor robustez elétrica. Mas, se esse fosse o produto crítico a ser contratado — inércia ou nível de curto-circuito — o desenho do leilão deveria refletir isso explicitamente, com sinal locacional e especificação técnica direcionada a essas necessidades, o que não foi o caso. Utilizar esses atributos como justificativa genérica para excluir baterias de um leilão voltado à adequação de potência de ponta é confundir funções elétricas distintas e desalinhadas com o problema predominante do sistema.
Isso não significa que baterias substituem integralmente todas as funções das termelétricas. Em cenários de eventos prolongados ou restrições energéticas estruturais, recursos de maior duração continuam sendo necessários. Mas esse não é o problema dominante do sistema brasileiro hoje.
Quando o desafio está concentrado em poucas horas de ponta, insistir que apenas recursos de longa duração podem atender critérios de confiabilidade significa, na prática, desalinhamento entre o produto contratado e a solução escolhida.
O debate sobre o LRCAP precisa, portanto, evoluir de uma dicotomia tecnológica para uma abordagem baseada em produto. O que se deve contratar é potência confiável com características bem definidas. A partir dessa definição, diferentes tecnologias — incluindo baterias e outras formas de armazenamento — devem poder competir, desde que atendam aos requisitos técnicos estabelecidos.
A experiência internacional mostra que essa abordagem não compromete a segurança do sistema. Ao contrário, tende a aumentar a eficiência econômica e reduzir o custo total para o consumidor, ao permitir que cada tecnologia contribua onde é mais eficiente. O papel do leilão deveria ser promover essa competição, não restringi-la. Se continuarmos contratando como se o problema fosse outro, o resultado é previsível: pagar mais caro por uma solução menos aderente.
*Bernardo Bezerra é diretor de Regulação da Serena Energia.
As opiniões dos autores não refletem necessariamente o pensamento da Agência iNFRA, sendo de total responsabilidade do autor as informações, juízos de valor e conceitos descritos no texto.
