O setor elétrico brasileiro enfrenta um paradoxo operacional diário. Durante o dia, especialmente nas horas de maior insolação, há excedente de geração de energia, levando ao desligamento de usinas solares e eólicas por incapacidade do sistema de absorver toda a oferta. No início da noite, entretanto, com o aumento do consumo residencial, o sistema entra em estado de alerta pela insuficiência de oferta, elevando o risco de blecautes.
O equilíbrio entre geração e consumo é essencial para a estabilidade da rede elétrica. Qualquer desequilíbrio pode comprometer a segurança do sistema. Diferente do cenário de 2001, quando o país passou por um racionamento devido à escassez de geração, hoje o desafio é administrar o excesso de oferta em determinados horários.
Para garantir o fornecimento no período noturno, o Operador Nacional do Sistema (ONS) recorre à energia gerada por hidrelétricas e térmicas, a fim de compensar a ausência de produção solar até que a geração eólica se intensifique durante a madrugada. Essa transição representa o momento de maior vulnerabilidade do sistema. O resultado é o desperdício de energia ao meio-dia e o risco de insuficiência de potência à noite, com impactos na conta de luz e no planejamento energético.
Em 2025, o país esteve próximo de um blecaute em duas ocasiões: em abril e no Dia dos Pais, 10 de agosto. Na segunda data, o baixo consumo aliado à produção recorde de geração distribuída obrigou o ONS a interromper a operação de parques solares e eólicos de grande porte. Esse procedimento, conhecido como curtailment, ocorre quando a capacidade de transmissão é insuficiente para escoar toda a geração ou quando a oferta supera a demanda.
O crescimento acelerado da geração distribuída, incentivado por subsídios, transformou-se em um obstáculo para a operação do sistema. Atualmente, existem mais de 43 GW operando nessa modalidade, sendo 95% provenientes de fonte solar. Essa produção, em sua maioria, não está sob o controle do ONS, o que dificulta a previsibilidade do sistema. A projeção do operador é que, até 2029, menos da metade da capacidade instalada do país estará sob sua gestão direta.
Joísa Dutra, professora da FGV e diretora do Centro de Estudos em Regulação e Infraestrutura (Ceri), destaca a ausência de um arcabouço legal e regulatório atualizado como fator agravante. “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.”
O presidente da PSR Consultoria, Luiz Augusto Barroso, reforça a necessidade de interromper os subsídios às fontes renováveis e criar mecanismos que estimulem o consumo nos horários de maior oferta. “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”, ressalta.
Como resposta, o ONS vem defendendo a adoção de medidas estruturais, como a ampliação da rede de transmissão, a flexibilização do parque gerador, a retomada do horário de verão e a implementação da chamada resposta da demanda, que visa deslocar o consumo para horários estratégicos. Além disso, o órgão alerta para a importância dos leilões de reserva de capacidade, que contratam potência firme para momentos críticos.
Embora um leilão tenha ocorrido em 2021, a nova rodada prevista para este ano foi suspensa por divergências regulatórias. O Ministério de Minas e Energia propõe agora a divisão do certame em duas etapas, com realização prevista para 2026.
Enquanto isso, entidades do setor articulam mudanças no modelo de rateio dos cortes de geração, propondo a inclusão da micro e minigeração distribuída nas restrições operacionais. Em resposta, representantes do setor solar criticaram a proposta. Para eles, a resistência à descentralização e digitalização revela “não apenas apego ao passado, mas também uma resistência ativa ao protagonismo do consumidor”.
Segundo Edvaldo Santana, ex-diretor da Aneel, a decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) de manter os parâmetros de risco para 2026 busca atenuar a pressão no horário de ponta. “Mas não é suficiente. É essencial a contratação de reserva de capacidade, para dotar o operador do sistema de mais flexibilidade”, afirmou.
Estudo conduzido pelo Instituto E+ corrobora essa visão. De acordo com Juliana Pontes Lima, coordenadora do trabalho, “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”.
O futuro do setor elétrico brasileiro dependerá da adoção urgente de políticas públicas que incentivem tanto a geração controlável quanto o consumo inteligente, sob pena de intensificação dos riscos de colapsos energéticos.
