A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) começará em novembro de 2026 a receber informações de projetos de usinas reversíveis, tecnologia capaz de armazenar energia em reservatórios e devolvê-la ao Sistema Interligado Nacional (SIN) nos períodos de maior necessidade. A iniciativa será a primeira sondagem estruturada do mercado dentro do plano de trabalho que poderá levar à contratação de potência, flexibilidade e outros serviços prestados por sistemas de armazenamento hidráulico.
A abertura da chamada, contudo, não significa que um leilão já esteja marcado. A própria EPE ressalta que a etapa terá caráter consultivo e informativo: os projetos apresentados não serão avaliados nem habilitados antecipadamente para uma disputa futura. O objetivo é descobrir se existe uma carteira com escala e maturidade suficientes, conhecer custos e prazos reais e identificar riscos que precisam ser tratados antes de o governo definir o modelo de contratação.
O trabalho decorre de uma nova base institucional. A Resolução nº 8 do Conselho Nacional de Política Energética estabeleceu diretrizes para o estudo e a contratação competitiva dos serviços de armazenamento hidráulico, enquanto a Lei nº 15.269, de 2025 ampliou as competências da EPE e incorporou o armazenamento ao marco regulatório do setor. O resultado poderá abrir uma nova classe de investimento em infraestrutura, mas ainda depende de decisões sobre produto, remuneração, licenciamento, alocação de riscos e impacto tarifário.
Chamada vai medir a maturidade das usinas reversíveis
A EPE organizou o cadastramento em três eixos. O primeiro examinará o grau de maturidade de cada projeto: estágio dos estudos de inventário e viabilidade, situação da outorga, disponibilidade do terreno e tratamento dos impactos socioambientais. O segundo reunirá as características técnicas e os atributos oferecidos ao sistema, como localização, arranjo construtivo, potência, capacidade de armazenamento, desempenho, limitações operativas e forma de integração ao SIN. O terceiro tratará de custos e prazos, incluindo estimativas de investimento e operação, cronograma de implantação, marcos principais e caminhos críticos.
As instruções deverão detalhar a documentação mínima. A apresentação divulgada pela EPE antecipa a exigência de memorial do projeto, estudos, desenhos e anotações de responsabilidade técnica, além de informações sobre licenças ambientais, declaração de reserva de disponibilidade hídrica ou outorga de uso da água, direito de uso do imóvel e acesso à rede básica. O conjunto permitirá comparar projetos que podem ter concepções, portes e níveis de desenvolvimento muito diferentes.
A chamada será aberta a partir de novembro. Os interessados deverão solicitar acesso pelo endereço aege@epe.gov.br e receberão um link dedicado para o envio dos arquivos enquanto o novo módulo do AEGE estiver em desenvolvimento. Segundo a apresentação oficial do plano de trabalho, a EPE preservará a confidencialidade e o sigilo de cada empreendimento.
O sigilo é essencial porque orçamento, solução de engenharia, terreno, conexão e cronograma afetam a posição competitiva dos desenvolvedores. Sem dados suficientemente detalhados, porém, o governo pode desenhar um produto incompatível com os projetos disponíveis.
O cadastramento funcionará como um teste de realidade. Uma carteira numerosa pode revelar interesse empresarial, mas quantidade não equivale a prontidão. Projetos sem controle fundiário, estudos geológico-geotécnicos, solução de conexão ou caminho ambiental definido podem levar anos até a implantação. Para a futura contratação, importará a combinação entre maturidade, localização, capacidade de entrega e preço.
Tecnologia transforma água em reserva de potência
Uma usina reversível opera com dois reservatórios situados em cotas diferentes. Em períodos de maior oferta ou menor demanda, a eletricidade aciona bombas que transportam água do reservatório inferior para o superior. Quando o sistema precisa de potência, a água desce por condutos, movimenta as turbinas e volta a gerar eletricidade. A energia é armazenada na forma de energia potencial gravitacional.
O processo tem perdas. A nota técnica da EPE sobre a inserção das usinas hidrelétricas reversíveis aponta rendimento de ciclo normalmente situado entre 75% e 80%. Isso significa que a instalação consome mais eletricidade no bombeamento do que devolve na geração. Seu valor não está em criar energia líquida, mas em deslocá-la no tempo e disponibilizá-la quando ela vale mais para a operação do sistema.
Além desse deslocamento, a instalação pode responder rapidamente a variações de carga, fornecer reserva de potência, ajudar no controle de tensão e frequência, acompanhar rampas de geração, contribuir para a inércia do sistema e apoiar o autorrestabelecimento da rede após uma perturbação. A configuração dos equipamentos define quais serviços poderão ser prestados e com que velocidade. Potência instalada, volume dos reservatórios e tempo de descarga também determinam por quantas horas o ativo conseguirá operar a plena carga.
Há arranjos em circuito aberto, semiaberto e fechado. Alguns aproveitam reservatórios existentes; outros dependem de duas estruturas dedicadas. Circuitos fechados tendem a ter menor interação operacional com rios depois do enchimento inicial, mas continuam sujeitos a impactos territoriais, reposição de água e conexão elétrica. Portanto, a potência declarada não basta para comparar projetos.
Trata-se de tecnologia madura. O World Hydropower Outlook 2026 registra 201 gigawatts de armazenamento reversível instalados ao fim de 2025, após adição recorde de 11,7 gigawatts naquele ano, e outros 243 gigawatts em construção. No Brasil, a tecnologia ainda não opera comercialmente na escala agora discutida.
Mais renováveis aumentam a necessidade de flexibilidade
O interesse renovado está ligado à transformação da matriz elétrica. A produção solar cresce durante o dia e recua no fim da tarde, enquanto a geração eólica varia com os ventos. Como oferta e consumo precisam permanecer equilibrados, o operador necessita de recursos que absorvam excedentes e entreguem potência quando a geração variável diminui ou a demanda aumenta.
As usinas reversíveis podem bombear água em horas de abundância e gerar nos momentos de escassez, reduzindo parte dos vertimentos e dos cortes de geração renovável, conhecidos como curtailment. O problema já afeta receitas e investimentos, como mostrou o Hub PPP na análise sobre os cortes de geração no mercado brasileiro.
Armazenamento, porém, não elimina todas as causas dos cortes. Se a restrição estiver na transmissão e a usina reversível estiver em outro ponto da rede, o benefício pode ser limitado. Por isso, a Resolução CNPE nº 8 manda considerar sinais locacionais, efeitos sobre reservatórios existentes e benefícios hidrológicos.
Essa lógica explica a solicitação de coordenadas, documentos de acesso à rede e características de reabastecimento. Dois projetos com a mesma potência podem ter valores sistêmicos diferentes: um pode aliviar uma área congestionada, enquanto outro exige reforços de transmissão ou não consegue recompor o reservatório com a frequência necessária.
No Caderno de Potencial dos Recursos Energéticos do PNE 2055, a EPE relata que um inventário piloto encontrou 23 locais adequados no Rio de Janeiro. Quinze foram pré-dimensionados, com potências de 492 a 4.276 megawatts e aproximadamente 21 gigawatts no conjunto. É potencial técnico, não carteira licenciada ou pronta para leilão.
Usinas reversíveis e baterias não são alternativas excludentes. Baterias são modulares e têm implantação mais rápida; projetos hidráulicos dependem da geografia e de obras longas, mas podem oferecer grande potência, maior duração e vida útil extensa. A escolha depende do serviço, do local e do custo total para o consumidor.
CNPE abriu caminho para contratação por atributos
A Resolução CNPE nº 8 reconhece que o sistema pode contratar os serviços das usinas reversíveis, não apenas a energia gerada. O texto cita potência, controle de tensão, regulação de frequência, rampas, partida rápida, autorrestabelecimento, flexibilidade e armazenamento. O Ministério de Minas e Energia deverá detalhar esses produtos nas diretrizes de eventual processo competitivo.
A contratação não é automática. A norma a condiciona à necessidade identificada pelo planejamento e determina que o MME defina requisitos após ouvir EPE e Aneel e se coordenar com o ONS. Tempos de resposta, rampas, reabastecimento e efeitos sobre reservatórios existentes estarão entre os parâmetros.
Para os investidores, a resolução orienta que os mecanismos assegurem receita previsível e contratos compatíveis com investimentos de longo prazo. A remuneração deverá estar vinculada à disponibilidade de potência e ao desempenho operativo, aproximando receita e obrigação contratual.
O modelo poderá priorizar benefícios locacionais, maior tempo de descarga, menor impacto socioambiental e aproveitamento de reservatórios existentes. Usos como irrigação, abastecimento e controle de cheias ampliam o valor público potencial, mas tornam a governança mais complexa.
Em paralelo, a Resolução CNPE nº 7 mandou a EPE identificar potenciais, articular-se com Aneel, ANA, Ibama e ministérios e selecionar projetos para estudos de viabilidade. Essa carteira pública será complementar à chamada destinada a revelar iniciativas dos agentes.
Receita e alocação de riscos definirão a viabilidade
Usinas reversíveis concentram investimentos no início e enfrentam ciclos longos de implantação. Túneis, reservatórios, equipamentos, subestações e conexões dependem da topografia e da geologia. Atrasos no licenciamento, imprevistos de obra ou reforços de transmissão podem alterar custo e cronograma.
Depender apenas da diferença entre o preço da energia no bombeamento e na geração deixa parte dos benefícios sem remuneração. A EPE observa que mercados nem sempre valorizam reserva, resposta rápida, controle de frequência e transmissão evitada. A própria expansão do armazenamento também reduz diferenças de preço e torna a arbitragem incerta.
O desenho terá de decidir quais receitas poderão ser combinadas sem dupla remuneração. Também precisará definir quem paga a energia do bombeamento, regras de liquidação, encargos de rede, exposição a preços, penalidades e tratamento de restrições do operador. Sem clareza, o custo de capital aumenta.
Comparar durações será outro desafio. Uma usina de alta potência por poucas horas atende a uma necessidade diferente daquela que sustenta geração prolongada. Considerar apenas o preço por megawatt pode selecionar o atributo errado; impor requisitos excessivos pode reduzir a concorrência.
A chamada permitirá testar essas escolhas. Dados de investimento, operação, prazo e desempenho atualizarão custos e parâmetros financeiros para avaliar competição, prazo contratual e distribuição de riscos sem contratar capacidade desnecessária.
Licenciamento e uso da água continuam no centro do projeto
A Lei nº 15.269 incluiu as usinas hidrelétricas, inclusive reversíveis, entre os empreendimentos elegíveis ao Licenciamento Ambiental Especial. A Lei nº 15.300, de 2025, que disciplina o procedimento, prevê prioridade na emissão de documentos e coordenação para projetos definidos como estratégicos. O enquadramento pode dar previsibilidade ao processo, mas não equivale a licença automática nem elimina a análise dos impactos.
Quando houver potencial de degradação significativa, continuam necessários estudo e relatório de impacto ambiental. A avaliação deve considerar alternativas locacionais, áreas alagadas, supressão de vegetação, fauna, qualidade da água, patrimônio cultural, comunidades afetadas, segurança de barragens e interferências com outros usos do território. Projetos que aproveitam estruturas existentes podem reduzir determinadas intervenções, mas também herdar restrições operativas, ambientais ou contratuais da concessão original.
A disponibilidade hídrica é outro eixo crítico. Mesmo uma usina em circuito fechado precisa de água para o primeiro enchimento e para repor perdas. Arranjos ligados a rios ou reservatórios existentes exigem análise mais ampla dos efeitos sobre vazões, níveis e usuários. A documentação prevista pela EPE inclui declaração de reserva de disponibilidade hídrica ou outorga de uso, sinal de que a chamada tentará distinguir conceitos preliminares de projetos com caminho institucional mais avançado.
O mesmo vale para terreno e conexão. Controle fundiário insuficiente pode gerar conflitos ou exigir mudanças de traçado. Uma localização tecnicamente favorável pode perder competitividade se demandar uma linha extensa ou reforços de rede. Ao integrar essas variáveis desde o cadastramento, a EPE procura reduzir o risco de o planejamento depender de um grande projeto que depois não consiga cumprir o cronograma.
Do mapeamento ao leilão ainda haverá várias decisões
O cronograma conhecido começa com as instruções de cadastramento em outubro de 2026, passa pela abertura da chamada em novembro e chega à conclusão do módulo do AEGE prevista para janeiro de 2027. Depois disso, a EPE ainda terá de analisar a carteira, atualizar custos e parâmetros financeiros, formular critérios técnicos mínimos e apoiar o MME na elaboração das diretrizes de contratação. Aneel e ONS participarão das definições regulatórias e operativas.
Até agora, não foram divulgados data, volume, prazo de suprimento, orçamento ou formato do futuro processo competitivo. Também não está decidido se haverá um produto exclusivo para usinas reversíveis ou uma competição com outras tecnologias capazes de oferecer atributos semelhantes. Tratar a chamada como um leilão antecipado criaria uma certeza que os atos oficiais não oferecem.
O resultado mais imediato será um diagnóstico. Se a sondagem revelar poucos projetos maduros, custos muito dispersos ou gargalos comuns de licenciamento e conexão, o governo poderá precisar de uma etapa adicional de desenvolvimento antes de contratar. Se houver carteira robusta, os dados darão base para definir um produto compatível com a engenharia e ampliar a concorrência.
Para a infraestrutura, a oportunidade é relevante. As usinas reversíveis combinam grandes obras, recursos hídricos, contratos de longo prazo e serviços essenciais ao SIN. O desafio será converter benefícios sistêmicos em obrigações objetivas e financiáveis.
A chamada da EPE não resolve esse desenho, mas inaugura a fase em que ele será confrontado com projetos reais. O futuro leilão dependerá da qualidade dessa carteira e da capacidade do poder público de contratar o atributo certo, no lugar certo e pelo prazo adequado, preservando segurança energética, competição e modicidade tarifária.
