Brasil tem excesso de energia limpa e demanda bilionária por térmica. Mas há risco de apagão?

Depois de registrar dois grandes apagões em menos de três anos, o Brasil precisa avançar em decisões importantes em 2026 para evitar que novos problemas desse tipo voltem a acontecer nos próximos anos. 

Isso porque a chegada de novas fontes e tecnologias nas últimas duas décadas alterou o perfil da matriz nacional e criou novos desafios que precisam ser enfrentados para garantir a segurança do suprimento. 

“A maior participação de fontes renováveis intermitentes traz novos desafios operacionais, especialmente relacionados ao controle de tensão, frequência e ao equilíbrio instantâneo entre oferta e demanda”, explica o Operador Nacional do Sistema (ONS) em nota enviada à agência eixos. 

Na prática, o país vive um descasamento entre a geração e o consumo. Ou seja, sobra energia — e limpa, gerada em parques solares, eólicos e hidrelétricas —, enquanto o governo estima que o Brasil vai precisar de mais 19 GW de térmicas flexíveis até 2035.

Isso porque há excesso de energia disponível em alguns momentos do dia e baixa demanda, o que dificulta a operação do sistema.

Ao mesmo tempo, também existe o risco de não haver geração suficiente disponível em momentos de pico no consumo, já que grande parte das usinas hoje é renovável e depende de condições climáticas para gerar energia.  

Longe do cenário de racionamento de 2001, esse excesso de energia renovável desafia a operação sistema, deixando consumidores e comercializadores atentos aos riscos de aumento dos custos da energia, que chega cara na ponta.

A seguir, nos debruçamos sobre os desafios para aumentar a segurança do sistema elétrico no Brasil. 

Que mudanças tecnológicas levaram a esse cenário? 

A expansão das fontes renováveis —  sobretudo solar e eólica — levou a um aumento de geração variável no sistema e que depende de condições climáticas para gerar energia. 

Hoje, as fontes eólica e solar já respondem por quase 30% do atendimento à carga do país, considerando tanto a geração centralizada quanto a distribuída.

A principal expansão vem ocorrendo na geração distribuída (GD), que encerrou 2025 com 43,5 gigawatts (GW) de capacidade instalada e deve ultrapassar os 50 GW este ano.

Segundo o Plano Decenal de Energia (PDE) 2035, apenas a micro e mini geração distribuída deve chegar a 2035 com 78 GW no país, respondendo por 21,8% da capacidade instalada do sistema.

Como comparação, a capacidade instalada total do sistema elétrico brasileiro em fevereiro é de 248,38 GW, dos quais 44% vêm das hidrelétricas.

Qual é o risco mais claro?

O desafio mais imediato diz respeito à capacidade do ONS de operar o sistema, de fato. Isso decorre da combinação do baixo crescimento do consumo de energia com a  popularização da geração distribuída. 

Nessa modalidade de geração o consumidor gera a própria energia que consome, majoritariamente por meio de placas fotovoltaicas.

A energia gerada pela GD ainda não é controlada pelo ONS e, eventualmente, poderá levar o operador a “perder o controle” do sistema.

O país quase passou por um problema grave na operação em agosto de 2025, no dia dos pais. 

Na ocasião, a combinação da baixa demanda por energia com a alta presença de geração distribuída levou o Sistema Interligado Nacional (SIN) a registrar a carga mínima líquida de 35.306 megawatts (MW) às 13h09.

Alguns estados com presença massiva de sistema de geração distribuída, sobretudo no Centro-Oeste, chegaram a registrar cargas líquidas negativas, ou seja, a geração foi maior que a demanda. Isso levou a uma dificuldade no controle da tensão no sistema pelo operador, o que poderia ter causado problemas maiores. 

Na ocasião, o ONS precisou adotar medidas emergenciais, como zerar completamente a injeção da energia das usinas renováveis centralizadas — que não são GD — no sistema. 

É justamente o corte da energia gerada nas usinas centralizadas que levou a uma outra discussão, a do curtailment.

O que é necessário fazer para evitar que esse risco?

No curto prazo, o ONS afirma que é necessário avançar no controle da energia injetada no sistema pela geração distribuída. O operador tem debatido a questão com o Ministério de Minas e Energia (MME) e a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). 

Há uma consulta pública em curso na Aneel sobre o tema.

No entanto, especialistas afirmam que a discussão pode ter que passar por uma alteração na lei, o que tende a demorar. 

A Associação Brasileira de Geração Distribuída (ABGD) defende que a eventual inclusão da geração distribuída em cortes de geração envolve mudanças no marco legal e “exige uma avaliação jurídica cuidadosa”.

A diretora de assuntos regulatórios da ABGD, Raquel Rocha, afirma que o desafio não é a fonte renovável em si, mas adaptar a operação do sistema a uma matriz mais variável e distribuída.

“Para ampliar a confiabilidade, é fundamental avançar em medidas estruturais, como o armazenamento de energia, a modernização dos sistemas de previsão e despacho, maior digitalização das redes e a expansão coordenada da infraestrutura de transmissão e distribuição”, defende. 

E o que acontece quando a demanda cai? 

Vale lembrar que 2026 traz um desafio adicional para a baixa demanda no sistema. A Copa do Mundo é, tradicionalmente, bastante desafiadora para a operação, sobretudo o dia da abertura, que este ano está marcada para 11 de junho. 

Para lidar com essas questões mais urgentes, depois do caso do dia dos pais de 2025, o ONS e a Aneel elaboraram o Plano Emergencial de Gestão de Excedentes de Energia na Rede de Distribuição, com uma série de medidas para  controle da frequência quando há previsão de excedente de geração. 

Segundo o operador, o plano prevê o controle de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), mas isso só vai ocorrer quando a coordenação sobre os recursos de geração centralizada não for suficiente.

“Essa medida excepcional, só será adotada em última instância e preserva o equilíbrio entre carga e geração, garantindo a estabilidade do SIN”, explicou em nota o ONS. 

Já para o futuro, o fortalecimento da infraestrutura de transmissão também tende a ajudar a escoar melhor a geração centralizada de energia renovável — hoje muito concentrada no Nordeste. 

A solução também passa pelo aumento da demanda por energia. Hoje, a principal expectativa de isso ocorrer é com a atração de data centers para o país. Incentivos para viabilizar uma maior chegada desses projetos ao Brasil estão em discussão no Congresso Nacional. 

Além disso, há uma grande expectativa em relação a um maior uso da tecnologia de armazenamento de energia em baterias. Esses sistemas serão capazes de absorver energia em momentos de excedente de geração e devolvê-la ao sistema quando necessário. 

“[Essa contratação] tem que ser racional, não pode contratar a qualquer custo”, ressalta o diretor da Associação Brasileira dos Consumidores de Energia (Abrace), Victor Iocca. 

O especialista lembra ainda que o consumidor também pode ajudar nesse desafio, caso o país passe a adotar sinais de preços. 

“Eu preciso, na minha casa, entender que tem momentos do dia em que a gente está jogando energia fora, então ela deveria ser de graça ou próximo disso e que tem horas do mesmo dia que essa energia está muito cara. Hoje, nas nossas casas, a gente não tem essa percepção”, aponta. 

Há outros problemas em vista?

Sim. A disponibilidade de energia renovável varia ao longo do dia e isso tem levado a mais um desafio para a operação diária do sistema, sobretudo no fim da tarde, quando a geração solar é interrompida e a demanda começa a subir. 

Por isso, é necessário contratar potência de usinas despacháveis, que não dependem de condições climáticas, para evitar um déficit de potência.

Ou seja, garantir que o ONS tenha usinas disponíveis para acionar em caso de necessidade, em momentos em que a geração solar, eólica e hidrelétrica já disponível, por exemplo, não for suficiente para atender a demanda. 

O cenário não está tão distante: segundo projeções da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) já há necessidade de oferta adicional de potência a partir de 2027.

A situação se agrava em 2028, quando serão necessários 5,5 gigawatts (GW) de potência, com déficits em todos os meses nos anos seguintes.

O chefe de Inteligência de Mercado da consultoria PSR, Mateus Cavaliere, afirma que esse risco já existe hoje, dado que parte das termelétricas disponíveis no sistema opera sem contratos de longo prazo, com venda da energia no mercado de curto prazo. 

“Tem uma série de térmicas hoje no sistema que elas estão operando de forma merchant, ou seja, não têm contrato, e a qualquer momento podem se declarar como indisponíveis para o sistema”, diz. 

O governo brasileiro está correndo para contratar geração despachável para o sistema por meio de usinas termelétricas e expansão de hidrelétricas.

Os leilões de reserva de capacidade (LRCAPs) estão previstos para março, depois de terem sido adiados em 2025 devido à judicialização das regras. 

Sem essa oferta adicional, o ONS pode não ter geração disponível para acionar em momentos pontuais de alta demanda e baixa geração de energia renovável. 

Casos recentes

Em outubro do ano passado, estados em todas as regiões brasileiras tiveram o suprimento de energia interrompido durante a madrugada, depois que um incêndio numa subestação no Paraná gerou uma perturbação no SIN, que se propagou pela rede.

Antes disso, em agosto de 2023, um incidente ainda maior afetou cerca de 30 milhões de pessoas em quase todos os estados brasileiros. 

Na época, equipamentos de controle de tensão de usinas eólicas e solares próximas, que deveriam compensar automaticamente a variação, não funcionaram como previsto, provocando desligamentos em cascata pelo país.

O ONS identificou à época que o apagão teve início com a queda de tensão na linha de transmissão Quixadá-Fortaleza II, da Axia (antiga Eletrobras), no Ceará.

Desde então, o operador adotou premissas mais conservadoras para o intercâmbio da carga entre as diferentes regiões do país, o que levou a um menor envio da geração renovável do Nordeste para outros estados. Foi justamente isso que elevou os cortes de geração (curtailment), que tem afetado a geração centralizada. 

É importante ressaltar que problemas no fornecimento de energia registrados recentemente em São Paulo após fortes tempestades não têm ligação direta com problemas estruturais do SIN, pois foram causados por questões locais, na distribuição de energia. 

Podemos voltar a ter racionamento, como em 2001?

Especialistas apontam que o cenário é improvável. Mesmo com casos recorrentes de secas nos últimos dez anos, que levaram a incertezas sobre o volume de água efetivamente disponível para geração nas hidrelétricas, o sistema elétrico brasileiro hoje é muito diferente do de 2001. 

Mas pela primeira vez, a EPE contabiliza no Plano Decenal de Energia (PDE) 2035 os ganhos do mecanismo de resposta da demanda como solução para atendimento dos requisitos de potência.

A previsão da EPE é que o instrumento alcance um potencial de 3,3 GW ao final do horizonte decenal.

A “resposta a demanda” é uma espécie de racionamento voluntário, um programa utilizado no passado para estimular grandes consumidores a economizar ou, na conjuntura vigente, deslocar os picos de consumo para reduzir a demanda por despachos flexíveis.

Se na época do racionamento de energia, após a crise de 2001, o país dependia sobretudo da geração hidrelétrica e de algumas termelétricas, hoje o sistema é bem mais diversificado e conta também com alta disponibilidade de geração eólica e solar. 

Além disso, o parque termelétrico foi reforçado e diversificado — com térmicas a diferentes combustíveis, como gás natural, diesel e biomassa.

Ainda assim, a geração hidrelétrica ainda é muito representativa na matriz e tende a ser mais barata do que a de usinas termelétricas. Por isso, quando há baixo volume de chuvas a operação do sistema tende a encarecer.