Excesso de energia coloca Brasil sob risco de apagão

No Brasil, o setor elétrico vive um paradoxo diário. Durante o dia, quando o sol está a pino, sobra eletricidade, e usinas solares e eólicas precisam até ser desligadas porque o sistema não consegue aproveitar tudo. Horas depois, ao anoitecer, quando os brasileiros chegam em casa e ligam a TV ou o chuveiro, o consumo dispara e a operação do sistema entra em alerta.

Tecnicamente, o sistema elétrico funciona de forma equilibrada. Geração e consumo de energia devem corresponder ao mesmo volume. Gerar mais ou menos do que o país consome significa que a rede elétrica será desestabilizada, sob risco de blecautes. O cenário é diferente do vivido há quase 25 anos, quando foi necessário decretar racionamento, porque a geração não era suficiente para atender ao consumo nacional.

Para evitar apagões, o Operador Nacional do Sistema (ONS) recorre a hidrelétricas e térmicas no fim do dia, para substituir a energia solar, até o momento das eólicas alcançarem o momento de maior vento, no meio da noite. É nessa transição que ocorrem os maiores riscos. O resultado é o desperdício de energia no meio do dia e risco de falta de potência à noite, com possibilidade real de apagão e impacto na conta de luz.

O problema não é apenas teórico: por duas vezes em 2025 o Brasil quase vivenciou blecaute nacional. A primeira vez foi em abril e a segunda, no Dia dos Pais, 10 de agosto. Naquele domingo, o país quase enfrentou um apagão justamente por excesso de energia. Com baixo consumo durante o dia, a geração solar em telhados e pequenos terrenos bateu recorde, e o ONS precisou desligar parques eólicos e solares de grande porte, num processo conhecido como “curtailment”.

O “curtailment” ocorre quando a rede de transmissão não consegue escoar toda a geração, por falta de infraestrutura de transmissão ou quando a oferta de energia é maior do que a demanda. Além disso, os cortes de geração têm causado perda de receita das eólicas e solares, que não contavam com essa limitação quando estavam nas pranchetas. O problema se agravou a partir de agosto de 2023, quando um blecaute afetou quase todos os Estados e deixou a operação mais conservadora.

O dilema tende a crescer porque nos últimos 20 anos a expansão das eólicas e solares transformou a matriz elétrica brasileira. Hoje, são cerca de 60 GW de potência solar e 35 GW de eólica conectados à rede. Essa revolução, porém, trouxe novos desafios. A expansão descontrolada da geração distribuída impulsionada por subsídios se transformou em um problema para a operação do abastecimento de energia no país. Há mais de 43 GW dessa modalidade em operação, e 95% é solar.

No fim da tarde, essa produção de energia desaparece com o pôr do sol, obrigando o país a se apoiar em fontes mais caras. A preocupação com um blecaute provocado por excesso de energia solar é tão grande que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) convocou reunião extraordinária com distribuidoras e ONS para debater soluções.

“O mix de suprimento do sistema mudou muito nos últimos anos com o forte crescimento das fontes não despacháveis, como a eólica e a solar”, disse Luiz Augusto Barroso, presidente da PSR Consultoria.

Este novo perfil de consumo da energia ao longo do dia ganhou de especialistas o apelido de “curva do pato” , para descrever o sobe e desce da demanda ao longo do dia. O problema é mais complexo porque só parte da energia solar, que soma cerca de 18 GW, está conectada em linhas de transmissão e é gerenciada pelo ONS. A maior parte da geração solar no Brasil está conectada diretamente nas redes de distribuição, ou seja, fora do controle do operador. A projeção do órgão é assustadora: até 2029 menos da metade da capacidade instalada do país estará sob seu controle direto. Com milhares de pequenos geradores solares atuando de forma descentralizada, a previsibilidade do sistema elétrico torna-se cada vez menor.

O que tira o sono da professora de economia da FGV e diretora do Ceri (Centro de Estudos em Regulação e Infraestrutura) Joísa Dutra é que o Brasil está demorando a adaptar o arcabouço legal e regulatório para dar os incentivos corretos. O sistema tem se expandindo de maneira descentralizada, o que deixa desafios na operação.

“Em um primeiro momento o mundo achou que atenderia aos compromissos firmados na agenda climática implantando eólica e solar, que ficaram baratas. Hoje sabemos que não é só isso. O desafio é de integração, que é cara e depende de outros componentes”, afirma. “Enquanto isso, essa falta de sincronia causa sobrecustos ao consumidor.”

A visão de Dutra reforça a percepção de que o problema deixou de ser apenas técnico. Para além do controle da operação, o setor passa a demandar ajustes de política pública e de incentivos econômicos.

” Mix do sistema mudou muito, com forte crescimento de eólica e solar” — Luiz Barroso

Nesse ponto, Barroso, da PSR, ressalta que para resolver os cortes de geração é necessário interromper os subsídios para fontes renováveis e criar mecanismos que estimulem o aumento do consumo justamente nas horas em que há excesso de oferta. Em nota, o ONS diz que a crescente participação de fontes como eólicas e solares impõe novos desafios para a operação diária, sobretudo relacionados à previsibilidade e à disponibilidade total dessas fontes ao longo do dia. O órgão também vem alertando nos últimos meses sobre a necessidade de realização anual de leilões de reserva de capacidade, que garantem potência firme e controlável para atender momentos de maior exigência do sistema.

Especialistas dizem que oportunidades existem com a tramitação de medidas provisórias, mas para que o resultado seja efetivo, é fundamental que as propostas sejam as respostas certas para os problemas que o setor hoje enfrenta, ou seja, falta de sinais adequados na produção e no consumo. O leilão de capacidade contrata e remunera usinas pela potência que é disponibilizada ao sistema elétrico. O modelo é diferente dos leilões tradicionais, que contratam a energia prevista para ser fornecida, em média, durante determinado período (garantia física). O custo do combustível é pago pelos consumidores.

O governo realizou um primeiro leilão em 2021 e pretendia fazer outro este ano, mas divergências entre agentes do setor quanto às regras do certame resultaram em ações judiciais que suspenderam a iniciativa. O leilão visa a contratar usinas para que fiquem disponíveis sempre que for necessário, ajudando a garantir o fornecimento em momentos de alta demanda ou crise. O Ministério de Minas e Energia (MME) apresentou o que entende como a saída para o impasse: dividiu o leilão em dois, prevendo a realização em 2026, e abriu consulta pública por 20 dias.

O ONS disse que para lidar com o problema, propõe ou apoia adoção de diversas ações, como a “resposta da demanda”, que permite reduzir ou deslocar o consumo de energia em horários críticos, a ampliação da rede de transmissão, que aumenta a capacidade de escoamento da geração renovável para regiões com maior consumo, a flexibilização operativa do parque gerador, com incentivo a fontes que consigam aumentar rapidamente sua geração e a volta do horário de verão, como medida complementar para suavizar o pico noturno, entre outras medidas. Novas hidrelétricas dariam mais segurança, mas a construção esbarra em questões ambientais. O carvão e o óleo combustível estão em desuso e a expansão nuclear, até agora, está restrita à conclusão de Angra 3. Além disso, há uma adesão muito grande de pessoas à micro e minigeração distribuída, puxada por subsídios que tornaram a modalidade muito atrativa para os consumidores, quando as contas de luz estão cada vez mais caras, de acordo com Claudio Sales, presidente do Instituto Acende Brasil.

Apesar de os reservatórios das hidrelétricas estarem em níveis razoáveis e de não haver risco de racionamento, como em 2001, a pressão no horário de ponta é real. Uma decisão técnica recente do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) deixou evidente o impasse no setor. O comitê, liderado pelo MME, tem como atribuição monitorar o fornecimento de energia elétrica para se antecipar a eventuais riscos de abastecimento. No fim de julho, o CMSE manteve, para 2026, os mesmos parâmetros de aversão ao risco adotados em 2025. A enigmática expressão significa que a operação do sistema manterá os mesmos dados técnicos que foram utilizados no ano passado. Isso torna a operação mais ou menos conservadora, dependendo do risco de déficit de energia. O ex-diretor da Aneel Edvaldo Santana avalia que a medida adotada pelo CMSE ajuda, indiretamente, a combater o risco no horário de ponta.

Como mais térmicas serão utilizadas, explicou, a consequência é reter mais água nos reservatórios, para auxiliar a operação no horário de pico. “Mas não é suficiente. É essencial a contratação de reserva de capacidade, para dotar o operador do sistema de mais flexibilidade”, disse Santana. Fontes do setor avaliam que a decisão do CMSE, que em tese é voltada para definir como será a operação em caso de falta de chuvas ou adversidades energéticas, por exemplo, está sendo utilizada para resolver um problema de fundo elétrico.

“É como se uma pessoa precisasse usar uma chave de fenda no lugar de um martelo, para fixar um prego na parede. O ONS está usando uma ferramenta que tem à mão porque não tem a adequada”, disse uma fonte.

Estudo conduzido pelo Instituto E+, denominado “Otimização da Flexibilidade e Critérios de Rateio no Sistema Elétrico Nacional”, salienta que não há uma “bala de prata” para solucionar os cortes de geração.

“Na ausência de medidas que ampliem a flexibilidade operativa, os desafios já observados na operação, e suas consequências comerciais, como a gestão dos excedentes de oferta, tendem a se intensificar”, disse Juliana Pontes Lima, coordenadora do estudo e consultora do instituto.

Um movimento que envolve geradoras, distribuidoras, fabricantes e até consumidores articula uma investida para incluir a micro e minigeração distribuída no rateio dos cortes. À Aneel eles pedem que avalie “uma eventual moratória de novas instalações”.

A reação veio imediatamente. Em tom crítico, entidades do segmento de energia solar dizem que a recusa em aceitar que o mundo mudou e que a transição energética exige novos investimentos, descentralização, digitalização e democratização “revela não apenas apego ao passado, mas também uma resistência ativa ao protagonismo do consumidor”.