A oferta de energia no Brasil está crescendo em ritmo superior ao da demanda, e isso já tem levado ao acionamento de cortes programados na geração, inclusive na geração distribuída, para evitar desligamentos do sistema.

Medidas pontuais têm sido adotadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico para manter o equilíbrio entre geração e consumo, ao mesmo tempo em que o setor debate soluções estruturais, como armazenamento, expansão da transmissão e ajustes regulatórios.

Os dados e declarações a seguir sintetizam o quadro atual e os desafios que vêm pela frente, conforme informação divulgada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico, pela Aneel e por reportagens setoriais.

Cortes programados e o papel da geração distribuída

Às 11 horas do domingo 23 de agosto, o Operador Nacional do Sistema Elétrico determinou às distribuidoras que reduzissem a geração distribuída de pequenas centrais hidrelétricas, usinas a biomassa e fontes eólicas e solares de menor porte, e a restrição valeu até as 13h30, conforme decisão do ONS.

Foi a segunda vez no ano e na história do uso do procedimento, criado em 2025, e a primeira vez em que o corte planejado chegou à geração distribuída por meio da distribuidora ocorreu em 7 de junho, quando o operador pediu o gerenciamento de mil megawatts entre 10 horas e 14 horas.

Marcio Rea, diretor-geral do ONS, afirmou que, “O plano funcionou conforme o esperado e cumpriu seu principal objetivo”. Rea também projetou que entre 2026 e 2030 a capacidade instalada brasileira deve crescer cerca de 32 GW e chegar a 300 GW, e que desse acréscimo 19 GW, 60%, virão da micro e minigeração distribuída, com o pico de carga subindo algo como 21 GW para 129 GW em 2030, indicando que a oferta corre na frente da demanda.

O diretor-geral do ONS acrescentou que “É provável que o acionamento do plano de gestão de excedentes seja realizado com maior frequência”, o que sinaliza uma nova rotina operacional para o setor.

Impactos econômicos e a discussão regulatória

Os cortes, conhecidos no setor como curtailment, tornaram-se mais frequentes desde o apagão de 15 de agosto de 2023, que cortou 30% da energia do país, e chegaram a representar, em alguns momentos, até 20% da geração de algumas usinas, com efeito direto em receita e caixa das geradoras renováveis.

Bárbara Rubim, presidente do conselho da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica, disse que “Os cortes de geração são, sem dúvida alguma, o maior desafio do setor elétrico brasileiro da atualidade, o maior desafio também para expansão das renováveis no país. Inicialmente, os cortes se concentravam nas usinas centralizadas, agora já atingem as usinas de GD tipo 3 e há uma consulta da Aneel para que eles possam chegar à mini e microgeração distribuída”, e ela pede que a Consulta Pública 33/2026 observe a Lei nº 14.300/2022, garantindo segurança jurídica e previsibilidade para investimentos já feitos.

Por outro lado, Edvaldo Santana, ex-diretor da Aneel, afirmou que “Deveriam transitar para limitação estrutural. Ou seja, limitar a GD sempre que for alcançado, por exemplo, 50% da carga em dado instante”, mostrando que há propostas para transformar medidas emergenciais em regras operacionais permanentes.

O governo anunciou uma solução para os cortes ocorridos entre agosto de 2023 e novembro de 2025, com adesão de quase todos os agentes, mas persiste a necessidade de uma solução estrutural para assegurar continuidade de investimentos em renováveis, como alertou Karin Luchesi, presidente da Elera Renováveis, ao afirmar que “Isso é um ponto essencial para o futuro”.

Armazenamento, leilões e respostas tecnológicas

O desequilíbrio entre oferta e demanda também abre espaço para investimento em armazenamento. Em 2 e 4 de dezembro serão realizados leilões dedicados a sistemas de armazenamento, um com exigência de conteúdo nacional via BNDES e outro aberto ao equipamento importado, com contratos de 15 anos e suprimento a partir de agosto de 2028.

A Empresa de Pesquisa Energética encerrou o cadastramento com 6.091 projetos e 296.807 MW, e Thiago Prado, presidente da EPE, disse que “Estamos fazendo a avaliação dos projetos que serão aprovados para participar, vemos muitos repetidos. É uma tecnologia que será importante na matriz”.

A indústria também se mobiliza, a WEG anunciou fábrica em Itajaí para produzir até 2 GWh por ano em sistemas, e Manfred Johann, vice-presidente da companhia, afirmou que “Estamos em diálogo com os principais agentes do setor elétrico, que têm demonstrado grande interesse em soluções com conteúdo nacional”.

Transmissão, demanda futura e governança

A expansão da transmissão precisa acompanhar a nova configuração de geração e carga, com renováveis concentradas no Nordeste e grande parte da demanda no Sudeste, incluindo projetos de data centers que podem elevar a procura por eletricidade.

Entre os projetos em estudo está o Bipolo Nordeste II, com tecnologia VSC inédita no país, cerca de 2,5 mil quilômetros, 3 mil MW e investimento estimado em R$ 25 bilhões, sem data de leilão definida, segundo relatório da EPE.

O setor de gás natural também ganha destaque, o Leilão de Reserva de Capacidade de março contratou 18.977 MW com deságio de 5,52%, e consultorias estimam que cerca de 5 milhões de metros cúbicos por dia são necessários para cada gigawatt térmico a gás, criando tensão entre demanda prevista e capacidade de transporte, e levantando questões sobre entrega de projetos 2028 e 2029 dependentes de equipamento novo, contrato de gás e fechamento financeiro.

A empresa Evoltz relatou impactos climáticos em suas linhas de transmissão, com 3.500 quilômetros que atravessam dez estados, ventos de 200 km/h, enchentes e queimadas, e descreveu um episódio em 2021 em que um trecho de 2,5 mil quilômetros sofreu queda, envolvendo 1.400 torres, interrupção de dois dias e penalidade de R$ 50 milhões, o que, nas palavras do presidente Ricardo Cyrino, exige “um olhar mais flexível da regulação”.

Finalmente, a abertura total do mercado em novembro de 2028, que dará liberdade de escolha às residências, e a situação atual, com o mercado livre respondendo por 40% da carga, prometem movimentar todos os elos da cadeia, mas colocam no centro do debate a governança, a capacidade técnica da Aneel e a necessidade de regras claras para investidores, distribuidoras e comercializadoras.

O futuro da geração distribuída dependerá de decisões rápidas e coordenadas sobre limites operacionais, compensações por cortes, investimentos em armazenamento e expansão da transmissão, e de uma regulação que equilibre segurança do sistema e previsibilidade para quem investe em renováveis.