Introdução
Muitos sistemas de energia ao redor do mundo estão sendo remodelados pela transição energética. A geração eólica e solar cresce mais rápido do que qualquer outra tecnologia na história moderna da eletricidade, alterando não apenas o mix de geração, mas também a natureza da operação do sistema. À medida que recursos não despacháveis assumem uma parcela maior da oferta, a variabilidade torna-se uma característica estrutural do sistema, e não mais uma exceção operacional.
O Brasil oferece um exemplo particularmente ilustrativo dessa mudança. Por décadas, seu sistema elétrico foi organizado em torno de grandes reservatórios hídricos com capacidade de regulação de múltiplos meses, complementados pela geração termelétrica. Essa estrutura exigiu uma mentalidade de planejamento inerentemente intertemporal: as decisões tomadas hoje sobre o uso da água têm consequências que se propagam por meses. Como resultado, o planejamento da operação no Brasil foi tradicionalmente construído para gerenciar a incerteza principalmente sob a ótica da hidrologia — o comportamento estocástico das afluências que determina a quantidade de água disponível no futuro.
Esse paradigma está agora sendo ampliado. Na última década, a geração eólica e solar cresceu rapidamente e, em vários meses do ano, já representa uma parcela substancial da oferta. Nos últimos anos, eólica e solar juntas responderam por cerca de um quarto da geração de energia elétrica do Brasil, e as projeções oficiais de longo prazo indicam que essa participação continuará crescendo na próxima década. Ao contrário das afluências, cuja incerteza se desdobra em horizontes sazonais e interanuais, a incerteza das renováveis é caracterizada por forte volatilidade de curto prazo e controlabilidade limitada. A implicação não é meramente “mais incerteza”, mas um tipo diferente de incerteza — uma que interage diretamente com a flexibilidade operacional.
Nesse contexto em evolução, os reservatórios hídricos são cada vez mais valorizados não apenas por sua contribuição energética, mas pela capacidade de equilibrar a variabilidade. Eles se tornam o principal amortecedor de flexibilidade do sistema: o recurso que compensa os desvios das renováveis, estabiliza a operação em condições adversas e reduz a dependência do despacho térmico caro durante períodos de estresse. Isso torna a representação da incerteza das renováveis no planejamento de médio e longo prazo muito mais do que um detalhe de modelagem. Torna-se um determinante de como o sistema valoriza a água, define as estratégias de despacho e projeta os custos e os sinais de preços marginais ao longo dos horizontes de tempo.
Este estudo avalia, de forma controlada e transparente, como a representação explícita da incerteza eólica e solar na construção de políticas operativas altera a gestão dos reservatórios, a flexibilidade do sistema e os resultados econômicos em um sistema de energia predominantemente hídrico, mas com participação renovável crescente.
Metodologia
A análise parte do conjunto de dados oficial do PMO (Planejamento Mensal da Operação) de abril de 2025, publicado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Nesse arcabouço, eólica e solar entram na cadeia de planejamento de médio prazo por meio de uma projeção determinística, representada como perfis fixos agregados por subsistema, mês e bloco horário; a mesma lógica se aplica a outros componentes não despacháveis construídos a partir de médias históricas. Para avaliar o impacto operacional dessa hipótese, utilizamos o modelo SDDP da PSR como ambiente único para construir políticas operativas e simular a operação do sistema sob incerteza. Dois casos foram construídos a partir da mesma referência do PMO: (i) um caso base com eólica e solar determinísticos e (ii) um caso com renováveis estocásticas, no qual a variabilidade eólica e solar é representada por meio de cenários sintéticos gerados com o Time Series Lab (TSL) da PSR. O TSL reconstrói a disponibilidade horária de recursos para sítios representativos de eólica e solar, converte-a em cenários de geração plurianuais e os agrega na mesma estrutura de blocos de tempo mensais utilizada na cadeia de planejamento do PMO. Os cenários foram corrigidos de viés para que a geração média de renováveis corresponda à trajetória determinística oficial, introduzindo variabilidade em torno da mesma expectativa. Ambos os casos mantêm hipóteses idênticas de demanda, expansão, restrições operacionais e estrutura de planejamento, isolando o efeito da representação da incerteza das renováveis durante a construção da política.
Em ambos os casos, o SDDP primeiro constrói uma política operativa plurianual em blocos de tempo mensais (representação por curva de duração de carga) e depois avalia essa política com uma simulação estocástica de maior resolução. Neste estudo, a política foi construída ao longo de 117 estágios mensais (04/2025–12/2034) utilizando 1.200 trajetórias progressivas e 30 aberturas retroativas, e as políticas resultantes foram avaliadas por meio de uma simulação horária de cinco anos (01/2026–12/2030) com 200 realizações estocásticas, incluindo restrições de rampa hidráulica e de tempo de viagem da água.
Resultados principais
A comparação isola uma única escolha de modelagem: se a variabilidade eólica e solar é internalizada durante a construção da política. Os impactos resultantes são sistemáticos e coerentes ao longo do horizonte simulado.
Primeiro, a operação dos reservatórios torna-se mais conservadora. Com renováveis determinísticas na política, a água armazenada é implicitamente subvalorizada, levando a liberações antecipadas mais agressivas e a níveis de armazenamento mais baixos. Quando as renováveis são representadas estocasticamente, a política antecipa explicitamente a possibilidade de geração renovável abaixo do esperado e preserva níveis de armazenamento mais elevados, aumentando a flexibilidade e reduzindo a exposição a realizações adversas.
Energia armazenada no sistema (política determinística vs. estocástica para renováveis) – p.u. da capacidade máxima de armazenamento
Intuitivamente, quando as renováveis são tratadas como certas durante a construção da política, o sistema se comporta como se os efeitos associados às penalidades permanecessem próximos dos níveis médios. Quando a incerteza das renováveis é internalizada, a água armazenada torna-se o hedge natural contra resultados de baixa geração renovável, de modo que a política mantém mais opcionalidade nos reservatórios.
Esse efeito é amplificado pela pronunciada sazonalidade do Brasil. Durante os meses úmidos, as afluências mais elevadas tipicamente facilitam o despacho e mantêm os custos mais baixos; durante os meses secos, a disponibilidade limitada de energia hídrica aumenta a dependência da geração térmica e eleva os custos do sistema. Uma política que preserva o armazenamento, portanto, gera seu maior valor precisamente na estação seca, quando a flexibilidade é escassa e a pilha térmica se torna mais vinculante.
Segundo, maior armazenamento se traduz em menor dependência da geração térmica em períodos de estresse. A política com renováveis estocásticas chega aos meses da estação seca com mais flexibilidade hídrica disponível, reduzindo o despacho térmico exatamente quando os custos térmicos tendem a ser mais elevados.
Comparação da geração térmica – média em GW
Custo operacional total ao longo do tempo – M R$
Terceiro, o trade-off é maior vertimento em realizações favoráveis. Operar com reservatórios mais cheios aumenta a probabilidade de vertimento quando renováveis e afluências se realizam de forma favorável. Nesse contexto, o vertimento deve ser interpretado como o custo operacional de manter a opcionalidade: a política preserva a flexibilidade para se proteger contra resultados adversos e, nas realizações favoráveis, parte dessa precaução se materializa como vertimento.
Vertimento hídrico turbinável – média em GW
Resultados de custos. Ao longo do horizonte simulado, o custo do combustível térmico decresce de R$ 35,066 bilhões para R$ 33,926 bilhões, uma redução de 3,25%. A soma dos componentes de penalidade do modelo decresce de R$ 18,144 bilhões para R$ 8,030 bilhões, de modo que o objetivo global (custo do combustível mais penalidades) declina de R$ 53,209 bilhões para R$ 41,956 bilhões (21,15%). As variações das penalidades são coerentes com a narrativa operacional: as penalidades relacionadas ao vertimento aumentam, enquanto as penalidades associadas a deflúxios mínimos, demandas de irrigação e volume operativo mínimo diminuem, refletindo a estratégia de maior armazenamento e a melhoria na gestão da flexibilidade.
Em termos qualitativos, os movimentos das penalidades seguem um padrão claro: as penalidades relacionadas ao vertimento aumentam, enquanto as vinculadas a deflúxios totais mínimos, demandas de irrigação e volume operativo mínimo diminuem; as penalidades de curtailment de renováveis permanecem essencialmente inalteradas.
Discussão e conclusões
A diferença de comportamento entre as duas políticas é clara: uma política com renováveis determinísticas tende a ser estruturalmente otimista, subvaloriza a água armazenada e esvazia os reservatórios de forma mais agressiva, o que aumenta a vulnerabilidade a condições adversas. Quando a incerteza das renováveis é explicitamente representada durante a construção da política, a lógica operacional torna-se mais cautelosa, preserva maiores volumes de armazenamento e melhora a capacidade do sistema de absorver realizações desfavoráveis de renováveis e afluências com recursos hídricos flexíveis.
O estudo também reforça um princípio mais amplo de planejamento: os mecanismos de aversão ao risco são mais eficazes quando complementam o realismo, não quando compensam a incerteza ausente. À medida que os modelos de planejamento incorporam mais da estrutura de incerteza relevante, as ferramentas de prudência podem se concentrar em eventos verdadeiramente de baixa probabilidade e alto impacto, em vez de corrigir simplificações estruturais. Essa distinção importa não apenas para a robustez operacional, mas também para os sinais de longo prazo utilizados por participantes do mercado e investidores. Quando as decisões de longo prazo se baseiam em projeções que subestimam a incerteza, as estratégias de contratação e as avaliações de investimento podem estar ancoradas em expectativas que podem, posteriormente, exigir correções significativas em condições de estresse.
Por fim, a incerteza das renováveis é apenas uma dimensão do realismo. Benefícios adicionais são esperados com a melhoria do realismo da própria construção da política — por exemplo, com a adoção de granularidade temporal mais fina (e.g., horária), a representação explícita de restrições de rampa e decisões de unit commitment, e a modelagem da transmissão com maior detalhe. Essas extensões foram deliberadamente deixadas fora do escopo deste estudo: as políticas operativas foram construídas utilizando a mesma estrutura de blocos de tempo da referência do PMO, enquanto a etapa final de simulação de avaliação incorporou apenas um subconjunto limitado de restrições de curto prazo.
