Uma análise preliminar do Instituto E+ Transição Energética aponta que a instalação de 4 GW de armazenamento por baterias na região Sudeste poderia reduzir em R$ 360 milhões o custo total de operação do Sistema Interligado Nacional (SIN) entre 2024 e 2038. As simulações também indicam queda de R$ 14/MWh no Custo Marginal de Operação (CMO) do subsistema Sudeste/Centro-Oeste.

Os resultados integram o estudo Otimização da Flexibilidade e Critérios de Rateio no Sistema Elétrico Nacional, desenvolvido pelo Instituto E+ com apoio de MRTS, HPPA e Ampere Consultoria. As conclusões finais devem ser apresentadas no primeiro semestre de 2026. Parte das análises foi divulgada durante evento do Instituto E+ na COP30.

O trabalho avalia como o avanço da geração solar e eólica torna a flexibilidade um atributo crítico para a operação, diante de rampas de carga que já ultrapassam 14 GW em uma hora. O estudo aponta que, embora as hidrelétricas sigam como principal fonte de flexibilidade, suas restrições ambientais e hidráulicas exigem a diversificação de recursos, incluindo sistemas de armazenamento, resposta da demanda e novos serviços ancilares.

Entre as propostas em elaboração estão métricas para quantificar a flexibilidade e diagnosticar sua disponibilidade no sistema, como IRRE, EDF, percentual de geração renovável cortada por falta de flexibilidade e variações do CMO. Esses indicadores, segundo o Instituto, servem de base para mensurar riscos, comparar tecnologias e definir critérios de adequação do SIN.

O estudo também recomenda aprimoramentos nos modelos computacionais utilizados no planejamento e na operação. Para o curto prazo, a proposta é ajustar os modelos para representar com maior precisão limites físicos e operativos das hidrelétricas. Para o planejamento, sugere-se a incorporação de métricas de flexibilidade pela EPE, com critérios de suprimento a serem submetidos ao CNPE.

Outra recomendação é que o ONS adote métricas de flexibilidade em seus procedimentos de despacho, criando sinais econômicos que permitam o acionamento de recursos flexíveis e ampliem a atratividade para novos provedores. O estudo propõe ainda que o modelo “Newave” (utilizado para planejamento de médio e longo prazo da operação e expansão do sistema elétrico interligado) seja atualizado para granularidade horária e representação individualizada das usinas.

As simulações indicam que o aumento da flexibilidade contribuiria para reduzir custos operativos e ampliar a integração de fontes renováveis, com impactos econômicos diretos ao consumidor. Segundo o Instituto E+, a combinação de flexibilidade adicional e modelos mais precisos pode diminuir cortes de geração e aumentar a eficiência operativa.

O trabalho está em andamento e conta com participação do MME, EPE e ONS em trocas técnicas para o refinamento das análises. As próximas etapas incluem a consolidação das métricas mais adequadas e um diagnóstico atualizado das necessidades de flexibilidade no sistema elétrico brasileiro.