A segunda vida das hidrelétricas: reserva de potência, regulação do sistema e a era das usinas reversíveis

De geradoras de energia a reguladoras de potência

Durante oito décadas, a hidreletricidade brasileira foi medida em energia: MWh armazenados nos grandes reservatórios, despachados conforme a hidrologia. A revolução solar e eólica inverteu a métrica relevante. Com a geração fotovoltaica — centralizada e distribuída — dominando o meio do dia, o sistema passou a conviver com sobreoferta diurna, cortes de geração renovável e uma transição vespertina violenta: em poucas horas, dezenas de gigawatts fotovoltaicos saem do sistema exatamente quando a carga residencial sobe. É a rampa do pôr do sol, que exige recursos despacháveis, rápidos e profundos.[1]

As UHEs são, hoje, o principal instrumento dessa resposta — e por três atributos que nenhuma outra fonte reúne simultaneamente em escala: (i) reserva girante e regulação de frequência, com tomada e alívio de carga em segundos; (ii) inércia síncrona, que amortece perturbações e sustenta a estabilidade do SIN — atributo cuja escassez ficou evidente nas análises que se seguiram à perturbação de agosto de 2023, associada à alta penetração renovável em áreas de malha limitada[2]; e (iii) armazenamento em escala de estação, nos reservatórios de regularização. O planejamento setorial reconheceu o movimento: em 2026, o CNPE determinou à EPE a retomada dos estudos de inventário hidrelétrico com o objetivo de identificar projetos com capacidade de armazenamento, sob o diagnóstico expresso da “crescente entrada de fontes de geração intermitente”.[3]

Usinas reversíveis: a bateria hidráulica de longa duração

A UHR opera em dois sentidos: nos períodos de sobra (madrugada, pico solar), consome energia barata para bombear água do reservatório inferior ao superior; nos períodos de escassez ou de rampa, inverte o fluxo e gera, devolvendo a energia com eficiência de ciclo tipicamente entre 70% e 80%. É, na essência, arbitragem temporal de energia somada a serviços de potência — regulação de frequência, controle de tensão, reserva rápida e, conforme o arranjo, inércia síncrona e capacidade de black start.[1][4]

No mundo, o bombeamento hidráulico responde pela imensa maioria — cerca de 90% — da capacidade de armazenamento de energia instalada, com projetos emblemáticos em operação e construção: Fengning (China), a maior reversível do planeta, com 3,6 GW; Bath County (EUA, Virgínia), com cerca de 3 GW, por décadas chamada de “a maior bateria do mundo”; e Snowy 2.0 (Austrália), megaprojeto de expansão do complexo Snowy Mountains. A experiência internacional também demonstra o efeito sistêmico: a China, que chegou a cortar mais de 20% de sua geração renovável, reduziu o curtailment a menos de 6% em 2023 após investimentos coordenados em transmissão e armazenamento.[5]

Hatta: a reversível que o deserto construiu

Nenhum caso ilustra melhor o novo paradigma do que a usina de Hatta, da Dubai Electricity and Water Authority (DEWA) — a primeira hidrelétrica reversível do Golfo Árabico, erguida nas montanhas Hajar, a 140 km de Dubai, com investimento de AED 1,42 bilhão (cerca de US$ 387 milhões).[6][7] A engenharia é exemplar: uma barragem superior construída pela DEWA (5,3 milhões de m³, paredão principal de 72 m) conectada ao reservatório da represa de Hatta por um túnel subterrâneo de 1,2 km; casa de força 60 metros abaixo do solo, com duas turbinas-bomba Francis de 125 MW cada (consórcio Strabag–Andritz–Özkar, consultoria EDF).[6][8]

A escolha tecnológica de Dubai carrega uma lição para climas quentes: estudos da DEWA concluíram que, sob calor extremo, o bombeamento hidráulico supera as baterias, que exigiriam enorme consumo de eletricidade apenas para refrigeração.[8] Hatta atende à demanda local (39 MW de pico) e exporta o excedente à capital, funcionando como amortecedor da expansão solar do emirado rumo à meta de 100% de energia limpa em 2050.[6][9]

Potencial continental, regulação em construção

O paradoxo brasileiro é numérico: o país detém cerca de 8% da capacidade hidrelétrica instalada do mundo — e nenhuma usina reversível em operação.[11] A boa notícia é que 2025–2026 concentrou o maior avanço regulatório da história do tema:

O desenho que emerge tem quatro pilares. Primeiro, a outorga: a regulamentação criou procedimento padronizado, incluindo o Despacho de Registro do Requerimento de Outorga (DRO-SAE) como etapa preliminar facultativa, útil para licenciamento e financiadores; para UHRs, exigem-se informações adicionais de reservatórios, potência de bombeamento, vazão, queda e outorga hídrica, além de critérios de segurança de barragens e compatibilidade com o inventário de aproveitamento ótimo.[13] Segundo, a receita: a sinalização de empilhamento de receitas — energia, capacidade e serviços ancilares — é o que torna o modelo de negócio bancável.[4] Terceiro, a contratação: a Resolução CNPE nº 8/2026 inseriu o armazenamento hidráulico no planejamento como instrumento estratégico, contratável por leilões e mecanismos competitivos[3] — no mesmo ciclo em que o país estrutura o leilão de reserva de capacidade (LRCAP 2026) e o primeiro leilão dedicado a baterias.[12][14] Quarto, os encargos: a solução intermediária adotada — tratamento diferenciado nos encargos de consumo para sistemas autônomos integralmente controlados pelo ONS, mantidas as regras gerais para operação livre — reconhece a natureza dual (consome ao bombear, injeta ao gerar) e busca evitar a “tarifa dupla” que inviabilizaria a arbitragem.[12]

Restam lacunas relevantes. A regulamentação priorizou as UHRs de ciclo fechado; o setor — com razão técnica — defende a inclusão imediata do ciclo semiaberto, que permitiria acoplar reservatórios superiores a UHEs e lagos existentes, aproveitando barragens, subestações e conexões já amortizadas: é o caminho mais curto entre o parque atual e a primeira reversível brasileira.[11] A EPE já mapeia sítios favoráveis (com estudo-piloto no Rio de Janeiro) e o PDE 2035 incorporou referência de custo para as UHRs — sinais de que o planejamento levou o tema ao centro da mesa.[15]