Excesso de energia renovável expõe novo desafio do sistema elétrico brasileiro

Segundo acionamento do plano emergencial do ONS em 2026 mostra que a expansão das renováveis precisa ser acompanhada por armazenamento, redes inteligentes, gestão da geração distribuída e maior flexibilidade operacional.

No domingo, 23 de agosto, o sistema elétrico brasileiro enfrentou novamente uma situação que até poucos anos atrás pareceria contraditória para um país acostumado a discutir segurança energética a partir do risco de falta de eletricidade. Desta vez, o problema era o oposto: havia energia em excesso em relação à quantidade que o Sistema Interligado Nacional conseguia absorver naquele momento sem comprometer sua operação segura.

O Operador Nacional do Sistema Elétrico acionou pela segunda vez em 2026 o Plano de Gestão de Excedentes de Energia na Rede de Distribuição. Segundo informações do próprio operador divulgadas à imprensa, as distribuidoras haviam sido avisadas previamente para preparar a redução da geração de ativos conectados às suas redes, já que o ONS não possui controle direto sobre essas fontes. A restrição ocorreu entre 11h e 13h30 e alcançou usinas classificadas como Tipo III, grupo que inclui pequenas centrais hidrelétricas, unidades a biomassa e empreendimentos eólicos e solares de menor porte conectados às redes de distribuição. O ONS também reduziu geração em recursos sob sua própria coordenação. Veja a cobertura sobre o acionamento do plano em 23 de agosto.

O evento não foi isolado. Em 7 de junho, durante o fim de semana prolongado de Corpus Christi, o plano havia sido utilizado pela primeira vez, com gerenciamento de aproximadamente 1.000 MW entre 10h e 14h. Dois acionamentos em pouco mais de dois meses não significam que o sistema elétrico esteja diante de uma crise de excesso permanente de energia. Mostram, porém, que um desafio antes projetado principalmente nos estudos de planejamento começa a aparecer de maneira concreta na operação cotidiana.

O ponto central é que a transição energética brasileira entrou em uma etapa na qual aumentar a capacidade renovável instalada, embora continue sendo importante, já não é suficiente. A expansão da geração precisa ser acompanhada por infraestrutura capaz de transportar, armazenar, modular, prever e controlar essa energia. Em outras palavras, o próximo estágio da transição depende menos da discussão isolada sobre quantos novos megawatts serão instalados e cada vez mais da capacidade de utilizar esses megawatts no lugar e no momento em que o sistema realmente precisa deles.

Como pode faltar espaço para energia em um país cuja demanda continua crescendo

À primeira vista, cortar geração enquanto o consumo de eletricidade cresce parece um contrassenso. Os dados mais recentes, entretanto, ajudam a compreender por que as duas situações podem ocorrer simultaneamente.

A segunda revisão quadrimestral das previsões de carga para o planejamento de 2026 a 2030, divulgada em 7 de agosto por CCEE, ONS e EPE, projeta crescimento médio anual de 4,5% da carga do SIN no período. Para 2026, a expectativa é de avanço de 4,1%, com a carga global chegando a 84.989 MW médios. Em 2030, a projeção alcança 101.947 MW médios. O estudo incorpora, entre outros fatores, o avanço da micro e minigeração distribuída e a expansão dos centros de processamento de dados.

O crescimento da demanda anual, portanto, não elimina a possibilidade de excedentes horários. O que importa para a operação do sistema não é apenas quanto o país consome ao longo de um mês ou de um ano, mas quando a energia é consumida e quando ela é produzida.

A geração solar atinge seus níveis mais elevados no período diurno. Aos domingos e feriados, justamente quando a radiação solar pode continuar elevada, o consumo industrial e comercial tende a cair. Ao mesmo tempo, milhões de sistemas de geração distribuída continuam produzindo eletricidade. O resultado é uma redução acentuada da chamada carga supervisionada, que representa a parcela da demanda que precisa ser atendida pelos recursos observados e coordenados diretamente pelo operador.

Não significa que o Brasil tenha produzido energia demais no ano inteiro. Significa que, durante algumas horas, em determinadas condições, há mais geração disponível do que o sistema consegue acomodar mantendo os requisitos técnicos necessários à sua estabilidade.

Esse é um problema fundamentalmente diferente daquele enfrentado por um sistema baseado em poucas grandes usinas com geração facilmente coordenável. Quanto maior a participação de fontes variáveis e de recursos distribuídos, maior passa a ser a importância da flexibilidade operacional.

A geração distribuída está mudando a curva de carga brasileira

O crescimento da micro e minigeração distribuída é uma das transformações mais relevantes do setor elétrico brasileiro. Painéis fotovoltaicos instalados em residências, estabelecimentos comerciais, propriedades rurais e empreendimentos de diferentes portes permitiram descentralizar a produção de eletricidade e ampliar rapidamente a participação do consumidor como agente ativo do sistema.

O desafio aparece justamente porque essa expansão modifica profundamente a relação histórica entre geração, transmissão, distribuição e consumo.

No PAR/PEL 2025 do ONS, que cobre o ciclo de planejamento entre 2026 e 2030, o operador afirma que a MMGD já supera 43 GW de capacidade instalada e vem provocando uma transformação estrutural na operação do SIN. Entre os efeitos apontados estão a redução da demanda supervisionada mínima, o aumento das rampas necessárias para atender a carga depois da queda da geração solar e a ampliação da ocorrência de fluxo reverso de potência nas transformações entre distribuição e Rede Básica.

Além da MMGD, o ONS registra aproximadamente 19,2 GW em usinas Tipo III, conectadas predominantemente às redes de distribuição e sem relacionamento operacional direto com o operador. Isso cria uma massa expressiva de recursos energéticos que participa do atendimento à demanda, mas não possui o mesmo nível de supervisão e comando disponível nas grandes usinas centralizadas.

Há aqui uma distinção importante. O acionamento emergencial de 23 de agosto não significa que o ONS tenha desligado diretamente cada painel solar residencial ou comercial. O plano, em sua configuração atual, alcança usinas Tipo III por meio da atuação das distribuidoras. A MMGD, porém, está no centro da causa operacional do problema porque sua elevada produção durante o dia reduz a carga líquida que precisa ser atendida pelos recursos centralizados.

Essa diferença ajuda a entender por que o debate sobre geração distribuída não deve ser reduzido a uma discussão sobre cortes. O desafio real é criar mecanismos que permitam transformar milhões de ativos distribuídos, hoje majoritariamente passivos do ponto de vista sistêmico, em recursos capazes de participar de forma coordenada da operação.

O próprio ONS projeta que, em determinados momentos, os recursos distribuídos poderão responder por aproximadamente 57% da carga global em 2026, chegando a mais de 64% em 2029. O sistema elétrico brasileiro, portanto, caminha para uma estrutura muito diferente daquela para a qual grande parte das regras operacionais e da infraestrutura foi originalmente concebida.

O curtailment deixou de ser uma anomalia e passou a integrar o planejamento do sistema

Os cortes de geração renovável já vinham ganhando relevância antes de o Plano de Gestão de Excedentes alcançar as redes de distribuição. Grandes parques eólicos e solares conectados ao sistema de transmissão convivem há anos com restrições determinadas pelo ONS por razões de confiabilidade elétrica ou equilíbrio energético.

O que mudou é a escala e a natureza do fenômeno.

O ONS mantém atualmente uma ferramenta prospectiva específica para curtailment, construída a partir de perfis horários de carga, geração eólica, geração fotovoltaica e MMGD. Em agosto de 2026, o operador também divulgou cronograma para atualização da metodologia de apuração das restrições de geração eólica e solar. O simples fato de existir uma ferramenta dedicada a projetar esses cortes mostra que a questão deixou de ser tratada como ocorrência excepcional.

As projeções do PAR/PEL são particularmente relevantes. Para o horizonte entre 2026 e 2029, o ONS conclui que o curtailment permanece associado principalmente à elevada penetração de geração renovável variável, centralizada e distribuída, concentrada durante o período diurno. Entre 9h e 16h, especialmente em domingos e feriados, os cenários mais críticos apontam para montantes de restrição muito elevados.

O operador observa ainda que a expansão de novas cargas ajuda a absorver parte do excedente, mas não resolve sozinha o problema. Em uma análise de sensibilidade citada no estudo, a inclusão de 4 GW de novas cargas resultou em redução inferior a 800 MW médios nos cortes projetados. A conclusão é importante: simplesmente esperar que o crescimento natural do consumo acompanhe a expansão renovável não será suficiente para eliminar os períodos de excedente.

A localização e o horário passam a importar tanto quanto a capacidade instalada.

Uma nova usina solar pode adicionar energia limpa ao sistema, mas, se sua produção estiver concentrada exatamente no período em que já existe excesso de oferta e não houver capacidade para transportar, armazenar ou deslocar esse volume, parte da produção poderá apenas aumentar a competição com usinas já existentes.

O próprio ONS utiliza uma formulação significativa ao alertar para um possível efeito próximo de soma zero, em que novas fontes passam a deslocar geração renovável já instalada sem produzir aumento proporcional da energia efetivamente aproveitada pelo sistema.

Isso não reduz a importância da expansão renovável. Ao contrário, mostra que o sucesso alcançado pela solar e pela eólica cria uma nova geração de desafios técnicos. A política energética precisa evoluir junto com a matriz.

Armazenamento passa de promessa tecnológica a infraestrutura estratégica

É nesse contexto que o debate sobre baterias ganha outra dimensão.

A discussão regulatória sobre armazenamento vinha avançando antes dos episódios de junho e agosto. Agora, porém, ela acontece diante de uma demonstração concreta da necessidade de mais flexibilidade no sistema.

Em 28 de julho, a ANEEL abriu as Consultas Públicas 22 e 23 de 2026 para os dois primeiros leilões brasileiros de reserva de capacidade por meio de sistemas de armazenamento em baterias. As contribuições podem ser apresentadas até 14 de setembro, e uma audiência pública está marcada para 1º de setembro, às 14h30, em Brasília. Os leilões estão previstos para 2 e 4 de dezembro de 2026.

Os editais em consulta estabelecem contratos com prazo de 15 anos e início de suprimento em 1º de agosto de 2028. Os sistemas deverão ter potência mínima de 30 MW, ficar disponíveis para despacho centralizado pelo ONS e possuir capacidade para quatro horas de operação. Também poderão ser demandados duas vezes ao dia, com prazo de seis horas para recuperação integral da carga.

Um dos leilões será dedicado a equipamentos com fabricação nacional, enquanto o outro permitirá sistemas que não cumpram esse requisito. A EPE e o ONS já publicaram metodologia, premissas e critérios para definição da capacidade remanescente do SIN associada à conexão desses projetos.

O interesse do mercado também chama atenção. A EPE informou no início de agosto que foram cadastrados 6.091 projetos de armazenamento, totalizando 296.807 MW de potência para os certames. O número não representa a capacidade que será efetivamente contratada e muito menos uma previsão de implantação de todo esse volume, mas evidencia a dimensão do interesse empresarial existente em torno desse mercado.

As baterias têm uma característica particularmente importante para o cenário que apareceu em 23 de agosto: permitem deslocar energia no tempo. Parte da eletricidade disponível durante períodos de menor consumo pode ser armazenada e posteriormente devolvida à rede quando a demanda aumenta.

Mas seria um erro apresentar o armazenamento como solução única para os excedentes.

Baterias têm limites de potência, duração, localização, ciclos e custo. Sua contribuição depende também da maneira como são contratadas e dos serviços que poderão oferecer ao sistema. A flexibilidade necessária à nova configuração da matriz brasileira terá de combinar diferentes recursos.

O primeiro leilão de baterias, portanto, não deve ser entendido apenas como a criação de um novo mercado tecnológico. Ele chega justamente quando o sistema começa a revelar, de maneira prática, o custo operacional de possuir muita geração disponível e pouca capacidade para deslocá la entre diferentes horários.

A flexibilidade não virá apenas das baterias

O sistema elétrico do futuro terá de trabalhar simultaneamente nos dois lados da equação. Não basta tornar a geração mais flexível. O consumo também precisa ganhar capacidade de responder às condições do sistema.

A resposta da demanda é um dos instrumentos que permitem essa mudança. Em vez de ajustar exclusivamente as usinas à curva de consumo, determinados consumidores podem deslocar ou reduzir temporariamente sua demanda mediante mecanismos de coordenação e remuneração.

O Brasil já possui experiências nessa direção. Em julho de 2026, o ONS realizou o terceiro mecanismo competitivo de resposta da demanda por disponibilidade. O produto integra um ambiente regulatório experimental e permite contratar reduções de consumo de agentes habilitados em períodos relevantes para a operação do sistema.

Hoje, esses mecanismos estão fortemente associados ao atendimento de momentos de maior necessidade de potência. Entretanto, a mesma lógica de flexibilização da demanda se torna cada vez mais importante em uma matriz com elevada participação solar.

Em determinadas regiões e mercados, tarifas horárias mais eficientes, carregamento inteligente de veículos elétricos, processos industriais flexíveis, produção de hidrogênio, armazenamento térmico e gestão automatizada de grandes consumidores podem ajudar a deslocar consumo para horários em que há energia renovável abundante.

Não se trata de criar consumo artificial apenas para absorver excedentes. Trata se de reconhecer que, em um sistema com forte variabilidade intradiária, o valor da eletricidade depende também do horário em que ela está disponível.

Essa lógica será cada vez mais importante para decisões de planejamento, contratação, regulação e investimento.

As distribuidoras passam a ter papel central na operação de um sistema descentralizado

Talvez a consequência institucional mais relevante dos episódios de 2026 esteja justamente na distribuição.

Durante grande parte da história do setor elétrico, a lógica predominante era relativamente simples. Grandes usinas produziam eletricidade, a transmissão levava essa energia por longas distâncias e as distribuidoras a entregavam aos consumidores. O fluxo era essencialmente unidirecional.

A geração distribuída alterou essa arquitetura.

Em determinadas horas, regiões que tradicionalmente recebiam energia da Rede Básica passam a produzir excedentes e enviá los na direção contrária. O PAR/PEL identifica aumento da ocorrência de fluxo reverso em transformações de fronteira e aponta que esse comportamento deverá se ampliar com a expansão dos recursos energéticos distribuídos.

Assim, a distribuidora deixa de atuar apenas como gestora de uma rede de entrega e se aproxima progressivamente da função de operadora ativa de um sistema local de energia.

O próprio ONS defende maior coordenação entre sua operação e a atuação das distribuidoras, conceito associado internacionalmente à relação entre operadores do sistema de transmissão e operadores das redes de distribuição.

Essa mudança exigirá infraestrutura digital, telecomunicações, medição mais granular, previsões melhores, intercâmbio de dados em tempo real e capacidade de enviar sinais ou comandos para diferentes tipos de recursos.

Significa também melhorar a observabilidade. Uma central de grande porte conectada ao sistema possui telemetria e relacionamento operacional bem definidos. Milhões de pequenos sistemas espalhados pelas redes não possuem o mesmo nível de visibilidade individual. Quando sua participação agregada era pequena, isso tinha impacto limitado. Quando passam a responder por parcela expressiva da geração diurna, a situação muda.

A modernização das distribuidoras, portanto, deve ser entendida como parte da própria infraestrutura necessária à transição energética.

Inversores inteligentes podem transformar geração distribuída em parte da solução

Há um ponto particularmente importante no diagnóstico do ONS: recursos energéticos distribuídos não precisam ser vistos apenas como um novo problema operacional.

Quando equipados com funcionalidades adequadas e inseridos em uma arquitetura de comunicação e gestão, esses ativos podem oferecer serviços úteis ao sistema.

O PAR/PEL menciona a atualização do Módulo 3 do PRODIST como uma das iniciativas destinadas justamente a modernizar os requisitos técnicos de conexão dos recursos distribuídos. A direção apontada pelo operador inclui funções associadas à suportabilidade diante de distúrbios e serviços automáticos de suporte à rede.

Isso leva ao papel dos inversores inteligentes.

O inversor deixou de ser apenas o equipamento que converte a energia produzida pelos módulos fotovoltaicos. Tecnologias mais avançadas podem contribuir para controle de tensão, resposta a variações de frequência e gerenciamento da potência ativa e reativa, dependendo dos requisitos técnicos e regulatórios estabelecidos.

Em conjunto com armazenamento local, sistemas de gerenciamento de energia e agregadores de recursos distribuídos, milhões de ativos que hoje simplesmente injetam eletricidade quando há sol podem, no futuro, responder de forma mais coordenada às necessidades da rede.

Essa transformação é conceitualmente importante. Em vez de discutir apenas como limitar a geração distribuída nos momentos críticos, o objetivo de longo prazo deve ser transformar a geração distribuída em recurso de flexibilidade.

Para isso, será necessário estabelecer padrões técnicos, mecanismos de remuneração, responsabilidades operacionais, segurança cibernética, interoperabilidade e formas de comunicação que ainda estão em diferentes estágios de desenvolvimento no Brasil.

Transmissão continua sendo parte indispensável da solução

A emergência de excedentes energéticos também não elimina a necessidade de ampliar a infraestrutura de transmissão.

Parte dos cortes de geração renovável decorre de limitações elétricas na capacidade de transportar energia entre regiões. O Nordeste, que concentra grande volume de geração eólica e solar, pode produzir mais eletricidade do que consegue exportar em determinadas situações. Reforços de transmissão aumentam a possibilidade de levar essa energia para centros consumidores localizados em outros subsistemas.

Mas novamente é necessário evitar soluções simplificadoras.

Mais transmissão reduz gargalos locacionais, melhora a integração regional e amplia a capacidade de aproveitamento das renováveis, mas não resolve sozinha períodos em que existe excesso energético no sistema como um todo.

Se praticamente todas as regiões estiverem com baixa carga em determinado domingo e a produção solar estiver elevada simultaneamente, criar novas linhas apenas redistribui parte do excedente. O equilíbrio final entre geração e consumo continuará dependendo de flexibilidade.

Por isso, transmissão, armazenamento, gestão da demanda e controle dos recursos distribuídos precisam ser tratados como componentes complementares da mesma arquitetura.

A transição energética passa a exigir uma visão sistêmica. Não existe uma única infraestrutura capaz de resolver, isoladamente, um problema criado por transformações que ocorrem simultaneamente na geração, no consumo e nas redes.

O desafio agora é fazer a transição energética produzir mais energia útil, não apenas mais capacidade instalada

O acionamento realizado em 23 de agosto não representa uma falha da expansão renovável brasileira. De certa forma, representa uma consequência de seu próprio sucesso.

A solar e a eólica avançaram em escala suficiente para modificar de maneira profunda a operação do sistema. A geração distribuída permitiu que milhões de consumidores participassem da produção de eletricidade. O país preservou uma das matrizes elétricas mais renováveis entre as grandes economias e continua criando condições para ampliar a eletrificação.

O que muda agora é a natureza do desafio.

Durante anos, boa parte da política energética concentrou se em garantir capacidade instalada suficiente para atender ao crescimento do consumo. Essa continua sendo uma tarefa importante, especialmente diante da projeção de aumento médio de 4,5% ao ano da carga até 2030. Mas o próximo estágio exige uma pergunta adicional: essa energia poderá ser utilizada quando estiver disponível?

A resposta dependerá menos de uma tecnologia isolada e mais da combinação de diferentes instrumentos.

Baterias poderão deslocar energia entre horários. A transmissão continuará ampliando a capacidade de intercâmbio entre regiões. A resposta da demanda poderá adaptar parte do consumo às condições da rede. Redes mais digitais permitirão maior observabilidade. Inversores inteligentes poderão transformar recursos distribuídos em ativos capazes de contribuir para a estabilidade. Distribuidoras terão papel operacional mais ativo. Sistemas de previsão precisarão acompanhar milhões de fontes variáveis. E a regulação terá de criar incentivos econômicos coerentes com o valor que cada recurso oferece ao sistema.

Também será necessário discutir o próprio sinal para novos investimentos.

Em um sistema no qual a energia solar disponível ao meio do dia já pode superar a capacidade de absorção em determinadas situações, o valor estratégico de um novo projeto não dependerá apenas do custo de produzir cada megawatt hora. Localização, horário de geração, capacidade de modulação e serviços oferecidos à rede tendem a ganhar importância crescente.

Essa mudança de perspectiva pode alterar inclusive a maneira como o setor mede o avanço da transição energética.

Capacidade renovável instalada continuará sendo um indicador relevante, mas não será suficiente. A quantidade de energia efetivamente aproveitada, o nível de curtailment, a disponibilidade de armazenamento, a capacidade de resposta da demanda, a digitalização das redes e a flexibilidade do sistema deverão ocupar espaço cada vez maior nas decisões de planejamento.

O episódio de agosto deixa, nesse sentido, uma mensagem mais ampla do que o corte temporário de algumas usinas.

O Brasil não está diante de um problema de ter energia renovável demais. Está diante do desafio de construir um sistema capaz de utilizar melhor uma quantidade crescente de energia renovável.

Essa diferença é decisiva.

O segundo acionamento do plano emergencial em 2026 mostra que a questão já saiu das projeções de longo prazo e entrou na sala de operação. A audiência pública de 1º de setembro sobre os primeiros leilões brasileiros de armazenamento acontece, portanto, em um contexto muito mais concreto do que aquele existente quando o debate sobre baterias começou a ganhar força no país.

A próxima etapa da transição brasileira será determinada justamente pela capacidade de conectar essas agendas.

Expandir renováveis continuará sendo necessário. Mas, a partir de agora, instalar novos megawatts sem expandir simultaneamente a flexibilidade do sistema tende a produzir retornos cada vez menores para a segurança energética e para o aproveitamento efetivo dos recursos naturais brasileiros.

O desafio da década não será escolher entre geração renovável e infraestrutura de flexibilidade. Será compreender que uma depende da outra.

A matriz elétrica brasileira já mudou. Agora, redes, regulação e operação precisam mudar com ela.