- SEM SOLUÇÃO À VISTA, CURTAILMENT AMEAÇA A ESTABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO
EM BUSCA DE ESTABILIDADE, ONS PROMOVE CORTES COMPULSÓRIOS NA GERAÇÃO RENOVÁVEL, ACIRRANDO O DEBATE SOBRE RESSARCIMENTO DE PREJUÍZOS AOS GERADORES E PRESSIONANDO POR MAIS INVESTIMENTOS NO FORTALECIMENTO DA INFRAESTRUTURA ELÉTRICA NACIONAL
- EDITORIAL
Conflito geopolítico ressuscita interesse global por renováveis
Edmilson Freitas
O tabuleiro energético global mudou. E mudou rápido. A recente escalada geopolítica no Oriente Médio, com impactos diretos sobre cadeias de suprimento, preços de combustíveis fósseis e segurança energética, está acelerando um movimento que já vinha se desenhando há anos: a consolidação das fontes renováveis como eixo estratégico da economia mundial. Mais do que uma agenda ambiental, a transição energética passou a ser encarada como questão de soberania, estabilidade econômica e competitividade industrial. A guerra apenas tornou mais evidente uma vulnerabilidade histórica das nações dependentes de petróleo e gás. A reportagem da Revista Exame, publicada em 13 de maio passado, mostra que os investidores compreenderam rapidamente essa mudança de cenário: fundos ligados às energias renováveis voltaram a atrair bilhões de dólares em aportes, enquanto ativos fósseis perderam protagonismo. O dado mais emblemático da reportagem, que tem como título “Após guerra, renováveis se tornam as 'queridinhas' dos investidores”, talvez seja o movimento do fundo soberano da Noruega, um dos maiores do planeta, que ampliou sua exposição em projetos de energia limpa em pelo menos US$ 12,6 bilhões em novos investimentos no setor. Não se trata mais apenas de discurso ESG, trata-se de percepção de risco e visão de longo prazo. O mercado financeiro começa a entender que estabilidade energética e previsibilidade econômica estarão, cada vez mais, associadas à capacidade de gerar eletricidade limpa, distribuída e resiliente. Esse novo contexto impõe reflexões profundas ao setor elétrico brasileiro. O Brasil possui uma das matrizes elétricas mais renováveis do mundo, uma vantagem estratégica que poucos países conseguiram construir. Temos abundância de recursos hídricos, solares, eólicos e biomassa, além de um sistema elétrico robusto e uma engenharia reconhecida internacionalmente. Contudo, possuir recursos naturais não garante liderança automática. O desafio agora está em transformar potencial em política industrial, inovação tecnológica e segurança regulatória. A transição energética não será vencida apenas por quem produz energia limpa, mas por quem conseguir estruturar cadeias produtivas, desenvolver tecnologias nacionais, formar mão de obra qualificada e oferecer estabilidade para investimentos de longo prazo. Em um cenário global marcado pela disputa por minerais críticos, data centers, hidrogênio verde, armazenamento e inteligência artificial aplicada ao sistema elétrico, a eletricidade deixa de ser apenas infraestrutura e passa a ocupar papel central no desenvolvimento econômico contemporâneo. Ao mesmo tempo, o debate precisa amadurecer. A substituição acelerada de combustíveis fósseis traz desafios técnicos relevantes para os operadores e planejadores do sistema elétrico. Fontes renováveis variáveis exigem expansão da transmissão, digitalização da rede, modernização da operação, armazenamento em larga escala e mecanismos de flexibilidade. O mundo percebeu que segurança energética não significa apenas ter combustível disponível, mas possuir sistemas capazes de suportar crises geopolíticas, climáticas e econômicas sem comprometer o abastecimento. Nesse aspecto, o setor elétrico brasileiro ocupa posição privilegiada. Poucos países têm condições tão favoráveis para liderar a economia de baixo carbono. Mas liderança exige visão estratégica. Exige coordenação entre governo, iniciativa privada, academia e agentes setoriais. Exige também planejamento de longo prazo, algo que o setor elétrico historicamente aprendeu a fazer bem. Há ainda outro ponto importante: a transição energética deixou de ser apenas uma pauta ambiental e passou a influenciar diretamente decisões de investimento, percepção de risco e competitividade global. Estudos internacionais já apontam que critérios ESG estão cada vez mais incorporados à precificação de ativos e ao financiamento de infraestrutura. Investidores que rem previsibilidade regulatória, governança e capacidade de adaptação climática. Ou seja, se antes o mundo já sabia que a questão energética era estratégica para todos os pilares econômicos e sociais, agora todos sabem que este tema, sozinho, é capaz de fazer naufragar até mesmo grandes potências globais.
- PORTARIA Nº 111/2025 MME E OS DESAFIOS PARA DIGITALIZAÇÃO DA MEDIÇÃO NO BRASIL
*Por Tibúrcio Valeriano Dantas Gurgel
Um dos temas mais discutidos atualmente no setor elétrico brasileiro é a adoção de medidores inteligentes (smart meters) e seus potenciais benefícios para o mercado de distribuição de energia. Esse movimento é impulsionado por transformações estruturais, como a abertura do mercado de baixa tensão a partir de 2027 (Lei nº 15.269/2025), a intenção da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) em implementar a tarifa branca compulsória para consumidores com consumo superior à 600 kWh (Consulta Pública 046/2025), a crescente penetração da geração distribuída, o avanço dos sistemas de armazenamento de energia (BESS) e o aumento das vendas de veículos elétricos.
Com a operação das redes de distribuição mais complexas, é exigido das distribuidoras o avanço acelerado da medição inteligente, sendo indispensável para a integração com sistemas avançados de automação, como o ADMS. Essa conectividade em tempo real permite que as distribuidoras gerenciem a crescente complexidade operacional com maior precisão, otimizando o controle do nível de tensão, o despacho de equipes e a detecção automatizada de falhas.
Além dos ganhos operacionais, os sistemas de medição inteligente proporcionam benefícios diretos aos consumidores como o monitoramento em tempo real do consumo por meio de aplicativos, alertas de uso de energia e entrega digital das faturas.
Apesar desses avanços potenciais, a realidade brasileira ainda está distante de um cenário de ampla digitalização. Estima-se que cerca de 5% dos medidores de baixa tensão no país sejam inteligentes. Entre os principais entraves identificados está o custo maior do ativo em relação aos medidores convencionais e a atualização das regras tarifárias, permitindo o reconhecimento anual nas tarifas, dos investimentos em digitalização das redes.
Nesse cenário, a COPEL se destaca com o maior programa de instalação de medição inteligente do Brasil, abrangendo 157 municípios do sul do estado do Paraná e totalizando cerca de 2 milhões de medidores instalados, o que corresponde a quase 40% dos consumidores de baixa tensão de sua área de concessão.
A realidade europeia é bastante distinta, de acordo com a Agência da União Europeia para a Cooperação dos Reguladores de Energia (ACER), em seu Relatório de Monitoramento de Mercado, 54% das residências europeias já possuíam medidores inteligentes de eletricidade ao final de 2021, em alguns países a taxa de penetração havia ultrapassado 80%, com destaque para a Itália, Espanha, Portugal, Finlândia e Reino Unido.
DIRETRIZES DEFINIDAS PELO MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA (MME) POR MEIO DA PORTARIA Nº 111/2025
Com o objetivo de promover a modernização do sistema de medição no Brasil, o MME publicou a Portaria nº 111/2025 (atualizada pela Portaria nº 126/2026) que estabelece diretrizes gerais para a digitalização gradual das redes e do serviço de distribuição de energia elétrica em baixa tensão.
A portaria define uma meta de implantação, em 24 meses, de 4% de medidores inteligentes de forma incremental em todas as concessões do Brasil. Ela também determina que as distribuidoras apresentem à ANEEL, até 29 de fevereiro de 2028, uma Análise de Custo-Benefício (ACB) referente à implementação dos sistemas de medição inteligente e que elaborem planos de implementação quando a ACB resulte em valores positivos. A portaria também estabelece as funcionalidades mínimas que os sistemas de medição inteligente devem conter.
REQUISITOS MÍNIMOS DOS MEDIDORES
A portaria estabeleceu um conjunto de funcionalidades obrigatórias mínimas para caracterizar os sistemas de medição como inteligentes. Esses requisitos encontram-se atualmente em processo de detalhamento no âmbito da Consulta Pública nº 01/2026 da ANEEL, que deverá consolidar as especificações técnicas aplicáveis aos medidores, orientando fabricantes e distribuidoras quanto à sua implementação.
As principais funcionalidades previstas na referida portaria incluem:
- leitura de dados, suspensão e religamento remotos;
- preservação de registros durante as interrupções de energia e registro com data e hora das interrupções;
- registro de ocorrências de alterações realizadas na programação do medidor;
- mecanismos de segurança cibernética e de interoperabilidade;
- alarme antifraude;
- gestão de consumo por interface em aplicativo disponibilizado pela distribuidora;
- comunicação remota via interface com o sistema de medição Advanced Metering Infrastructure (AMI).
Dentre essas funcionalidades, destaca-se a interoperabilidade do sistema de medição, que se refere a uma camada de aplicação padronizada, responsável por estabelecer os requisitos funcionais, as estruturas de dados, os comandos e as regras de integração do ecossistema de medição inteligente. Em outras palavras, o sistema deve garantir que a comunicação e os comandos funcionem mesmo quando ocorrer a substituição de um medidor por outro de fabricante distinto. de detalhamento no âmbito da Consulta Pública nº 01/2026 da ANEEL, que deverá consolidar as especificações técnicas aplicáveis aos medidores, orientando fabricantes e distribuidoras quanto à sua implementação.
A experiência internacional comprova que padrões abertos são vitais para a medição inteligente em larga escala, pois evitam a dependência tecnológica (vendor lock-in) e a fragmentação do mercado. Contudo, essa autonomia exige a padronização da comunicação entre os medidores e as camadas de software, abrangendo o gerenciamento da rede (NMS), a coleta de dados (MDC) e a gestão da medição (MDM). Superar esse desafio é o que garante a plena interoperabilidade.
Atualmente, a predominância de protocolos proprietários entre os principais fabricantes de medidores no Brasil inviabiliza a interoperabilidade na camada de rede. Isso impede que um único sistema de gestão (NMS/MDC) colete e gerencie dados de forma padronizada dos medidores inteligentes instalados, quando os fornecedores forem distintos.
Nessa linha, a ANEEL e a ANATEL precisam definir claramente os protocolos e padrões de comunicação, especificando como os equipamentos e sistemas devem se comunicar entre si, independentemente das tecnologias utilizadas nas camadas inferiores de softwares ou hardwares, garantindo assim que fabricantes e distribuidoras desenvolvam sistemas efetivamente interoperáveis.
ANÁLISE DE CUSTO-BENEFÍCIO (ACB)
Para a substituição do medidor convencional por um medidor inteligente, as concessionárias precisam comprovar a viabilidade do investimento, ou seja, os benefícios da troca precisam superar os investimentos e despesas associados à substituição.
A CP nº 001/2026 da ANEEL, também avaliará as contribuições sobre os critérios para definição do modelo de análise do custo-benefício e a definição dos planos para implementação dos medidores inteligentes, regulamentando as demais diretrizes da Portaria nº 111/2025 do MME.
Entre os principais benefícios da instalação dos medidores inteligentes considerados pela ANEEL, destacam-se a redução das perdas não técnicas, a redução da inadimplência, a diminuição dos custos operacionais e a melhoria da qualidade do serviço, especialmente pela redução do tempo de interrupção de energia. No que se refere aos custos operacionais, os principais ganhos estão associados à leitura remota, à entrega de fatura digital e à suspensão e religação do fornecimento de forma remota.
Do lado dos custos, destacam-se a significativa diferença de preço entre os equipamentos inteligentes e os medidores convencionais — de três a cinco vezes mais caros —, o custo de substituição dos equipamentos, os investimentos necessários para expansão da infraestrutura de TI e telecomunicações, e o aumento dos custos de comunicação (dados e mensagens).
No modelo de ACB apresentado pela ANEEL, a viabilidade econômica ocorre principalmente nas áreas onde ocorra redução das perdas não técnicas e da inadimplência. Isso significa que o modelo atual sinaliza a priorização dos investimentos apenas em regiões de maior complexidade socioeconômica, deixando de fora outros perfis de consumidores igualmente estratégicos.
Para um maior benefício para o setor, essa sinalização do modelo precisa ser ampliada, contemplando também a priorização dos consumidores com potencial de migração para o mercado livre, os abrangidos pela tarifa branca e aqueles que possuem geração distribuída (MMGD).
O MME e a ANEEL deram um passo relevante ao estabelecerem as bases para a modernização do sistema de medição no Brasil. Espera-se que os resultados da Consulta Pública nº 001/2026, previstos para serem divulgados ainda no primeiro semestre de 2026, forneçam condições objetivas para que as concessionárias avancem na implementação da medição inteligente, reduzindo incertezas regulatórias, viabilizando investimentos, e promovendo a necessária adaptação do setor elétrico à transformação digital.
*Tibúrcio Valeriano Dantas Gurgel, atuo como Gerente de Regulação e do Projeto Distribuidora do Futuro da Equatorial Energia. Formado em Engenharia de Produção pela UFRN e com Mestrado em Desenvolvimento de novas técnicas pelo LACTEC/UFPR. Com mais de 19 anos de setor elétrico e 18 anos atuando na área de regulação de distribuição, com forte envolvimento em temas como: Regulação técnica e comercial, tarifas, base de remuneração, liberalização do mercado, medição inteligente (smart metering), mobilidade elétrica e interação com órgãos como ARSAL, ANEEL e MME.
- Armazenamento de energia e o futuro do setor elétrico
Ao longo de 2026, este fascículo abordará os avanços das tecnologias de armazenamento de energia e sua crescente relevância para o setor elétrico. Em um sistema cada vez mais renovável e complexo, soluções de estocagem se tornam essenciais para garantir flexibilidade, confiabilidade e segurança energética. As abordagens contarão com a expertise e o olhar de duas grandes especialistas no tema: Miriam Penna Diniz, que traz em sua bagagem mais de 20 anos de experiência em engenharia industrial e no setor elétrico. Pioneira no setor fotovoltaico nacional, ministra cursos e mentorias sobre autoprodução; e Michele dos Reis - engenheira eletricista pela Pontifícia de Minas Gerais e mestre em Sistema Elétrico de Potência pela UFMG. Atualmente é Gestora de Inovação em Baterias e Armazenamento na CEMIG, onde também já atuou nos processos de Operação e Manutenção de Usinas, Planejamento da Expansão de Transmissão e Distribuição e Gestão de Qualidade, Saúde, Segurança e Meio Ambiente.
Aplicações de Sistemas de Armazenamento no setor Elétrico Brasileiro e exterior
Por Michele dos Reis Pereira
QUANDO A TECNOLOGIA PASSA A CRIAR VALOR PARA O SISTEMA
Nos fascículos anteriores, foram apresentados os fundamentos físicos do armazenamento de energia e o panorama das principais tecnologias disponíveis, evidenciando que não existe uma solução única capaz de atender a todas as necessidades do sistema elétrico. Cada tecnologia ocupa um nicho bem definido, condicionado por características como tempo de resposta, duração de descarga, eficiência, vida útil e custo.
A compreensão dessa diversidade leva, de forma natural, a uma questão central: onde, efetivamente, o armazenamento cria valor no sistema elétrico real?
É a partir dessa pergunta que se desenvolve este artigo. O foco deixa de ser a tecnologia em si e passa a ser os serviços que os sistemas de armazenamento prestam ao sistema elétrico, com ênfase em aplicações práticas já observadas no Brasil e em experiências internacionais, que vêm servindo de referência para o planejamento setorial.
Mais do que “energia guardada”, o armazenamento de energia constitui um recurso ativo de flexibilidade do sistema elétrico, capaz de dissociar, no tempo e no espaço, o momento da geração e o momento do consumo. Ao fornecer flexibilidade operacional, esses sistemas permitem absorver excedentes energéticos, suprir déficits temporários e responder rapidamente a variações de carga e geração, devolvendo ao operador do sistema graus de liberdade que se reduzem progressivamente com o aumento da participação de fontes renováveis intermitentes. Nesse contexto, o armazenamento passa a ser um elemento central para a operação segura, eficiente e resiliente do sistema elétrico moderno.
REGULAÇÃO DE FREQUÊNCIA: UM NOVO PAPEL EM UM SISTEMA CADA VEZ MAIS ELETRÔNICO
A frequência elétrica é um dos principais indicadores da saúde de um sistema elétrico. Pequenos desvios refletem desequilíbrios instantâneos entre geração e carga; desvios mais significativos podem levar à atuação de proteções automáticas e, em situações extremas, a apagões sistêmicos.
Historicamente, a regulação da frequência no Brasil e no mundo foi garantida pela inércia natural das grandes máquinas síncronas das usinas hidrelétricas e termelétricas. Com o crescimento acelerado de fontes conectadas por inversores eletrônicos — como a solar fotovoltaica e a eólica — essa inércia mecânica vem sendo progressivamente substituída por controles eletrônicos, exigindo novas estratégias de estabilidade.
Nesse contexto, os sistemas de armazenamento, especialmente baterias e volantes de inércia, assumem papel central. Seu tempo de resposta da ordem de milissegundos torna esses recursos particularmente adequados para o controle primário e secundário de frequência, a resposta rápida a contingências e o amortecimento de oscilações eletromecânicas.
No Brasil, esse papel começa a ser formalmente reconhecido com o Leilão de Reserva de Capacidade – modalidade Armazenamento, previsto para 2026. Os requisitos técnicos estabelecidos pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), incluindo a exigência de operação como fonte formadora de rede (grid-forming), sinalizam uma inflexão relevante no paradigma operacional: os sistemas de armazenamento deixam de atuar apenas como recursos seguidores da rede, limitados a responder passivamente a desvios de frequência, e passam a exercer papel ativo na formação da referência elétrica do sistema, contribuindo diretamente para a sustentação da frequência, para o controle dinâmico do ângulo e da magnitude da tensão e para o fornecimento de inércia sintética e amortecimento eletromecânico em condições normais e pós-perturbação.
Experiências internacionais reforçam esse movimento. No Reino Unido, a National Grid utiliza baterias de grande porte para o serviço de Enhanced Frequency Response, reduzindo a necessidade de geração térmica em espera. Na Austrália, a bateria de Hornsdale tornou-se referência mundial ao demonstrar redução mensurável de custos sistêmicos e maior velocidade de resposta em eventos críticos.
SUPORTE DE TENSÃO E CONTROLE DE POTÊNCIA REATIVA NAS REDES
Outro desafio crescente, especialmente nas redes de distribuição, está associado ao controle de tensão. A presença massiva da geração fotovoltaica distribuída, combinada com redes originalmente projetadas para fluxo unidirecional de potência, intensificou problemas de sobretensão em horários de baixa carga, subtensão em períodos de pico e violações recorrentes de limites regulatórios de qualidade da energia.
Equipados com eletrônica de potência avançada, os sistemas de armazenamento podem operar com controle dinâmico de potência reativa, por meio de funções como Volt-VAr e Volt-Watt. Essa capacidade permite estabilizar a tensão em alimentadores críticos, reduzir a necessidade de bancos de capacitores e reguladores eletromecânicos e responder de forma contínua às variações rápidas de carga e geração.
No Brasil, o projeto de microrrede com armazenamento implementado em Minas Gerais, no município de Serra da Saudade, visa proporcionar ganhos concretos de qualidade do fornecimento, redução de compensações financeiras por violação de indicadores regulatórios e melhoria da resiliência local. Em mercados mais maduros, como o da Califórnia, sistemas de armazenamento conectados à distribuição já substituem reforços tradicionais em subestações urbanas densas, oferecendo maior rapidez de implantação e menor impacto ambiental.
MICRORREDES E RESILIÊNCIA EM OPERAÇÃO ISOLADA
A intensificação de eventos climáticos extremos vem reforçando a necessidade de sistemas elétricos mais resilientes. Nesse contexto, microrredes associadas a sistemas de armazenamento desempenham papel fundamental ao possibilitar operação ilhada, recomposição autônoma do sistema (black start) e atendimento contínuo a cargas críticas.
Aplicações típicas incluem microrredes urbanas e rurais, atendimento a hospitais, sistemas de telecomunicações e saneamento, além da continuidade do fornecimento em regiões remotas. No Brasil, projetos conduzidos por distribuidoras em localidades isoladas, ou de difícil acesso como a Amazônia, demonstram que o armazenamento, quando associado à geração local, pode substituir com vantagens grupos geradores a diesel, reduzindo custos operacionais, emissões e riscos logísticos.
ARMAZENAMENTO COMO ALTERNATIVA À EXPANSÃO DA REDE
A expansão convencional das redes de transmissão e distribuição — por meio de novas linhas, transformadores e subestações — envolve elevados investimentos, longos prazos de licenciamento e, muitas vezes, baixa utilização fora dos períodos críticos. Além disso, essas soluções nem sempre são flexíveis frente a mudanças no perfil de carga e geração.
Nesse cenário, os sistemas de armazenamento introduzem o conceito de Non-Wires Alternatives (NWA), no qual problemas locais de capacidade, confiabilidade e congestionamento são resolvidos sem a necessidade de obras tradicionais extensas. Instalados em pontos estratégicos, esses sistemas podem aliviar sobrecargas temporárias, atender picos sazonais de demanda e prover suporte a contingências do tipo N-1. Além de contribuir para a melhoria da qualidade do fornecimento de energia, através da melhoria do perfil da tensão de atendimento e do controle do fator de potência.
No setor de distribuição brasileiro, estudos comparativos já indicam que, em regiões remotas ou com crescimento pontual de carga, o armazenamento pode apresentar menor custo global quando comparado à expansão tradicional da rede, sobretudo quando se consideram reduções de DEC/FEC e de penalidades regulatórias, como no projeto Serra da Saudade, já citado anteriormente. Internacionalmente, mercados como Nova York e Califórnia já reconhecem formalmente essas soluções como alternativas regulatórias legítimas à expansão física da infraestrutura.
INTEGRAÇÃO DE RENOVÁVEIS E REDUÇÃO DE CURTAILMENT
À medida que a participação da geração solar e eólica aumenta, o sistema elétrico passa a conviver com situações cada vez mais frequentes de excedente energético. Nessas condições, a produção renovável precisa ser cortada em função de restrições elétricas ou da ausência de carga, resultando no chamado curtailment.
Os sistemas de armazenamento atuam diretamente nesse paradoxo ao permitir o deslocamento temporal da energia. Excedentes produzidos, em períodos de baixa demanda, podem ser armazenados e posteriormente injetados nos horários de maior valor sistêmico, aumentando o fator de capacidade das usinas e reduzindo perdas econômicas.
No Brasil, a hibridização de parques fotovoltaicos com baterias ainda se encontra em estágio predominantemente piloto. Do ponto de vista técnico, os resultados são consistentes e indicam eficácia na mitigação do curtailment. A viabilidade econômica em larga escala, por sua vez, depende de evolução regulatória e da contínua queda dos custos das baterias. Em países como Espanha e Chile, projetos solares com armazenamento já operam comercialmente, entregando energia nos horários de maior valor e aumentando a previsibilidade operacional.
BEHIND-THE-METER: O CONSUMIDOR COMO AGENTE DE FLEXIBILIDADE
Atrás do medidor, o armazenamento passa a atender diretamente o consumidor final, abrindo uma nova fronteira de aplicações.
Entre os principais usos destacam-se a redução de demanda na ponta (peak shaving), o deslocamento de consumo (load shifting) e o aumento do autoconsumo em sistemas fotovoltaicos.
No contexto tarifário brasileiro, essas aplicações já se mostram atrativas para consumidores em média tensão e para projetos de geração distribuída que buscam maximizar o valor da energia produzida nos horários críticos. Apesar das limitações regulatórias ainda existentes, o armazenamento behind-the-meter desponta como um importante vetor de flexibilidade distribuída e de participação ativa do consumidor no sistema elétrico.
DO POTENCIAL À CONSOLIDAÇÃO
O armazenamento de energia deixou de ser uma promessa tecnológica distante para se tornar um componente estratégico do sistema elétrico moderno. Seu valor não está em substituir as infraestruturas existentes, mas em complementá-las, oferecendo flexibilidade, estabilidade e eficiência, em um ambiente de rápida transformação da matriz elétrica.
No Brasil, a combinação entre avanços regulatórios, experiência prática acumulada em projetos piloto e referências internacionais consolidadas indica que o armazenamento caminha rapidamente de uma solução experimental para um ativo estruturante do setor elétrico. Assim como os reservatórios hidrelétricos moldaram o sistema brasileiro ao longo do século XX, os sistemas de armazenamento tendem a ocupar, no século XXI, um papel central na integração das renováveis, na segurança operativa e na resiliência frente às incertezas climáticas e sistêmicas.
- Data centers: a fronteira do setor elétrico
Em grande expansão no país, o mercado de data centers vem levantando debates sobre a coexistência de grandes oportunidades em contraste com desafios estruturais ligados à oferta, à confiabilidade e à eficiência da energia elétrica. Ao longo do ano, o tema será esmiuçado aqui, a partir da coordenação do Engenheiro Mecânico formado pela Universidade de Brasília (UnB), Alexandre Kontoyanis, que possui especialização em Gerenciamento de Projetos pela FGV e ampla experiência em operação, manutenção e confiabilidade de ambientes críticos de alta complexidade e disponibilidade. Atualmente, é Diretor de Educação da Associação Brasileira de Data Center- ABDC.
Curtailment no Brasil: como os data centers podem transformar energia represada em vantagens competitivas?
*Por Alex Santiago
INTRODUÇÃO
O setor elétrico brasileiro vive hoje uma contradição que precisa ser tratada com mais profundidade. Ao mesmo tempo em que o país amplia sua base renovável e consolida uma das matrizes mais limpas do mundo, cresce também a dificuldade de aproveitar integralmente essa energia. Em várias situações, o problema já não está apenas na capacidade de gerar, mas na capacidade de transmitir, absorver e usar essa energia de forma eficiente.
É nesse contexto que o curtailment ganha centralidade no debate. Mais do que um evento operacional, ele passou a ser um sintoma claro do descompasso entre a expansão da geração renovável e a evolução da infraestrutura necessária para escoá-la e convertê-la em valor econômico. Em termos simples: o Brasil avança em geração limpa, mas ainda desperdiça parte relevante do potencial que cria.
Esse tema se torna ainda mais importante quando observamos a dinâmica regional do setor. O crescimento da geração eólica e solar, especialmente no Nordeste, foi muito mais rápido do que a expansão da rede capaz de acomodar esse novo patamar de oferta. O resultado é conhecido pelos agentes do mercado: em determinados momentos, parte da energia disponível precisa ser cortada para preservar a segurança operativa do sistema.
A resposta estrutural continua sendo a expansão da transmissão. Isso é indiscutível. Mas limitar o debate apenas a esse eixo talvez seja insuficiente diante da velocidade da transformação energética e digital. O que o cenário atual exige é uma agenda complementar: mais flexibilidade, melhor coordenação entre oferta e demanda e, principalmente, uma nova leitura sobre a geografia do consumo elétrico no Brasil.
É exatamente nesse ponto que os data centers entram de forma mais relevante. Historicamente tratados apenas como grandes consumidores de energia, esses ativos podem assumir um papel mais estratégico na nova dinâmica do setor elétrico. Dependendo do modelo de implantação, da natureza da carga e do ambiente regulatório, podem atuar como demanda qualificada, vetor de agregação de valor à energia renovável e elemento de atração de investimento produtivo para regiões com forte vocação energética.
A discussão, portanto, não é se os data centers substituem transmissão, armazenamento ou planejamento elétrico. Não substituem. A discussão correta é outra: em que medida essa infraestrutura pode fazer parte de uma solução mais ampla, conectando transição energética, economia digital e competitividade
QUANDO A ABUNDÂNCIA ENCONTRA O LIMITE DA INFRAESTRUTURA
O curtailment ocorre quando parte da geração disponível precisa ser limitada por razões operativas. No caso brasileiro, isso aparece com frequência em situações de restrição de escoamento, quando a rede não consegue transportar integralmente a energia produzida até os centros de carga ou até outras regiões do sistema.
Esse fenômeno tende a ganhar relevância em sistemas com elevada participação de fontes renováveis variáveis, especialmente quando a expansão da oferta ocorre em velocidade superior à ampliação da infraestrutura de transmissão. Nesses casos, o problema deixa de ser apenas energético e passa a ser também logístico, sistêmico e econômico.
No Brasil, esse quadro é particularmente visível no Nordeste. A região reúne alguns dos melhores recursos eólicos e solares do mundo e se consolidou como uma das grandes fronteiras de expansão renovável do país. Ao mesmo tempo, boa parte dessa energia precisa percorrer longas distâncias para alcançar os principais centros de consumo. Quando a geração cresce e a rede opera próxima de seus limites, o ONS precisa restringir parte dessa produção para manter a segurança operativa do SIN. Do ponto de vista técnico, trata-se de uma medida necessária.
Do ponto de vista econômico, porém, essa situação escancara uma ineficiência relevante. O país investe, instala capacidade, amplia sua base renovável, mas não consegue capturar integralmente o valor dessa energia quando ela está disponível. Esse é o ponto central.
A partir daqui a discussão precisa evoluir. A transição energética não pode mais ser tratada apenas como expansão de megawatts instalados. Ela precisa ser entendida como uma agenda de coordenação entre geração, transmissão, armazenamento, consumo e inteligência operacional. Em outras palavras, não basta produzir mais energia limpa. É preciso criar condições para usá-la melhor.
APROXIMAR DEMANDA QUALIFICADA DOS POLOS DE GERAÇÃO
A resposta de longo prazo para esse desafio passa, sem dúvida, pelo reforço da transmissão. Mas há uma agenda complementar que merece mais atenção: aproximar cargas intensivas dos polos de geração renovável, sempre que houver viabilidade técnica, econômica e locacional para isso.
Esse raciocínio é especialmente importante quando falamos de cargas capazes de transformar eletricidade em valor agregado de forma intensiva e contínua. E é justamente nesse espaço que os data centers se destacam.
Durante muito tempo, a lógica de localização dos data centers no Brasil esteve fortemente associada à proximidade dos grandes centros consumidores, à conectividade e à presença de ecossistemas digitais consolidados. Essa lógica continua válida para muitas aplicações, principalmente para aquelas mais sensíveis à latência e à interconexão local. Mas o avanço da nuvem, da inteligência artificial e do processamento de alto desempenho trouxe uma nuance importante para esse debate.
Nem toda carga digital responde da mesma forma aos critérios locacionais. Aplicações transacionais, ambientes críticos de baixa latência e determinadas arquiteturas distribuídas continuam exigindo proximidade com usuários, redes e grandes hubs. Por outro lado, algumas cargas de trabalho associadas a treinamento de modelos, simulações, processamento em lote, analytics e outras rotinas assíncronas podem admitir maior flexibilidade geográfica.
Essa distinção muda a qualidade da discussão. Ela abre espaço para pensar determinadas regiões com forte disponibilidade de energia renovável não apenas como exportadoras de eletricidade, mas também como possíveis polos de infraestrutura digital. A energia deixa de ser vista somente como insumo a ser transportado e passa a ser tratada como base para atividades capazes de gerar serviços digitais, capacidade computacional e maior densidade econômica.
DATA CENTERS COMO VETOR DE AGREGAÇÃO DE VALOR
Existe uma percepção consolidada de que data center é, essencialmente, um problema de carga. Essa leitura não está errada, mas está incompleta. Data centers são, sim, infraestruturas intensivas em energia. Mas também são ativos capazes de atrair investimento, consolidar cadeias de engenharia e tecnologia, ampliar a demanda por conectividade, impulsionar serviços associados e inserir o país em segmentos de maior valor da economia digital.
Em regiões com abundância renovável e limitações de escoamento, essa infraestrutura pode representar uma forma adicional de capturar valor localmente. Isso não significa defender que energia disponível, por si só, basta para atrair hyperscalers ou grandes operadores. Não basta. A decisão de investimento depende de uma combinação complexa de fatores: fibra, rotas de conectividade, backbone, ambiente regulatório, segurança, mão de obra, prazo de conexão, licenciamento e previsibilidade institucional.
Mas também não faz sentido subestimar o peso da energia nesse contexto. Em empreendimentos intensivos em eletricidade, o acesso competitivo a uma base renovável robusta pode, sim, se tornar um diferencial estratégico relevante, sobretudo em um cenário global cada vez mais pressionado pela expansão da IA, da nuvem e do processamento de dados em larga escala. É por isso que o curtailment precisa ser enxergado para além da ótica estritamente operacional. Ele sinaliza uma perda econômica concreta, mas também revela uma oportunidade. Regiões com energia renovável abundante, quando combinadas com infraestrutura digital, conectividade e ambiente de negócios adequado, podem se posicionar de forma mais competitiva para receber ativos intensivos em energia e dados.
UMA NOVA INTERFACE ENTRE DATA CENTERS E SISTEMA ELÉTRICO
Se os data centers passam a ter relevância maior nessa discussão, também será necessário atualizar a forma como essa infraestrutura se relaciona com o sistema elétrico. O modelo tradicional sempre foi baseado em uma lógica simples: máxima disponibilidade, alta redundância e consumo essencialmente rígido. Essa lógica continua válida do ponto de vista da missão crítica. Mas ela já não precisa ser tratada como única.
Com a evolução tecnológica, ganha espaço a possibilidade de uma relação mais inteligente entre data centers e rede elétrica. É aí que conceitos como infraestrutura grid-interactive passam a fazer sentido. Na prática, isso significa incorporar capacidades de gestão energética mais sofisticadas, sem comprometer os requisitos de resiliência e continuidade que são inegociáveis nesse tipo de ambiente.
Entre essas capacidades estão monitoramento avançado, automação, integração com armazenamento, resposta a sinais tarifários e, em alguns casos, maior modulação de cargas específicas. Data center não é carga convencional, e esse ponto precisa ser respeitado. Mas isso não impede que a infraestrutura evolua para um patamar de gestão energética mais inteligente e mais aderente à nova realidade do setor.
Nesse contexto, os sistemas de armazenamento por baterias, ou BESS, assumem papel relevante. Tradicionalmente, a infraestrutura elétrica dos data centers esteve associada a UPS e geradores voltados à continuidade operacional. O avanço do armazenamento amplia esse horizonte ao permitir novas estratégias, como deslocamento de consumo no tempo, redução de demanda em horários críticos, reforço de resiliência e melhor coordenação com condições operativas e econômicas da rede.
É importante fazer a ressalva correta: BESS não transforma automaticamente o data center em solução direta para o curtailment. Para isso, são necessários arranjos regulatórios, econômicos e operacionais adequados. Mas o armazenamento amplia a flexibilidade disponível para consumidores intensivos e pode ser parte importante de modelos mais inteligentes de uso da eletricidade. Ou seja, o papel da bateria deixa de ser apenas contingência e passa a incluir gestão energética.
FLEXIBILIDADE ELÉTRICA E FLEXIBILIDADE DIGITAL
Além da camada elétrica, há outro ponto que merece atenção: a própria computação está se tornando mais flexível. Em ambientes digitais de grande escala, cresce a capacidade de orquestrar workloads no tempo e no espaço, a partir de critérios técnicos, econômicos e energéticos.
Esse tema precisa ser tratado com precisão. Não se trata de afirmar que o setor elétrico passará a comandar diretamente a alocação de cargas computacionais. Tampouco seria correto sugerir que toda carga associada à inteligência artificial possa ser deslocada livremente entre regiões. A realidade é mais seletiva e mais sofisticada.
O que se observa é a convergência entre ferramentas de orquestração, previsibilidade de oferta energética, custo de eletricidade e estratégias de eficiência operacional. Em arquiteturas maduras, determinadas cargas assíncronas, processamento em lote, treinamento de modelos e tarefas de alto consumo computacional podem ser direcionados para ambientes mais favoráveis em termos energéticos e econômicos.
Essa possibilidade cria uma interface inédita entre flexibilidade digital e flexibilidade elétrica. Para um país com forte expansão renovável, assimetrias regionais de oferta e desafios de escoamento, essa convergência pode se tornar especialmente valiosa. Quanto maior a capacidade de coordenar o uso da energia com inteligência locacional e temporal, maior a chance de transformar variabilidade em eficiência.
REGULAÇÃO, PLANEJAMENTO E VISÃO DE LONGO PRAZO
Para que essa agenda avance, tecnologia e mercado não bastam. É indispensável que a regulação e o planejamento acompanhem a complexidade dessa nova fase. O amadurecimento do debate sobre armazenamento, flexibilidade, modernização da rede e inserção de novas cargas estratégicas será determinante para abrir espaço a soluções mais sofisticadas.
No caso dos data centers, previsibilidade regulatória é fator central. São investimentos intensivos em capital, de longo prazo e altamente dependentes de segurança jurídica, qualidade de conexão, estabilidade contratual e coordenação institucional. Se o Brasil pretende atrair empreendimento digitais de grande porte para regiões com vocação renovável, precisará alinhar política energética, infraestrutura, telecomunicações, desenvolvimento regional e ambiente de negócios.
A regulamentação do armazenamento tende a ser um dos pilares dessa agenda. Quanto maior a clareza sobre as possibilidades de inserção do BESS e sobre os mecanismos de valorização da flexibilidade, maior será a capacidade do sistema de incorporar arquiteturas energéticas mais eficientes e inteligentes. Para consumidores intensivos, isso pode abrir espaço para novos modelos operacionais e econômicos, mais alinhados com a transição energética em curso.
Isso vale para políticas locacionais, instrumentos de atração de investimento e planejamento coordenado entre energia e infraestrutura digital. O Brasil reúne atributos relevantes: base renovável robusta, mercado digital em expansão, escala, posição regional estratégica e capacidade técnica. O desafio está em transformar esse conjunto de vantagens em uma estratégia coerente de longo prazo.
CONCLUSÃO
O curtailment revela algo que vai além de uma restrição operacional do setor elétrico. Ele mostra que a próxima etapa da transição energética brasileira exigirá mais do que expansão da oferta renovável. Exigirá coordenação, flexibilidade, inteligência sistêmica e capacidade de transformar energia disponível em desenvolvimento efetivo.
Nesse contexto, os data centers podem ocupar um papel mais estratégico do que normalmente se reconhece. Não porque substituam a expansão da transmissão ou resolvam sozinhos os desafios do sistema, mas porque podem integrar uma agenda mais ampla de agregação de valor à energia renovável, interiorização qualificada da demanda e fortalecimento da economia digital.
Ao aproximar parte do consumo intensivo de regiões com elevada disponibilidade renovável, o Brasil pode reduzir ineficiências, ampliar sua atratividade para investimentos, estimular novas cadeias produtivas e posicionar-se de forma mais competitiva em um ambiente global cada vez mais dependente de processamento, dados e inteligência artificial.
O país já possui os recursos naturais, a escala e a capacidade técnica necessárias. O que falta, agora, é transformar essa possibilidade em direção estratégica. Se souber fazer isso, o Brasil poderá converter um problema hoje tratado como limitação em uma vantagem concreta de competitividade no futuro próximo.
*Alex Santiago de Paiva é especialista em Data Centers, eficiência energética e gestão de energia, com mais de 20 anos de experiência em TI e mais de 17 anos dedicados a ambientes de missão crítica. Sua atuação reúne experiência em infraestrutura crítica, sustentabilidade, modernização tecnológica e gestão energética aplicada a Data Centers. Atualmente, é Coordenador de Data Centers do Sicoob e presidente do Capítulo Brasília da Associação Brasileira de Data Center (ABDC).
Fonte: REVISTA O SETOR ELÉTRICO – EDIÇÃO 218, DE 21/05/2026
