O Dia dos Pais trouxe uma pergunta: como controlar a geração distribuída?

Dia 10 de agosto de 2025. Dia dos Pais. Um domingo festivo que tinha tudo para ser tranquilo. A aparente normalidade daquele feriado quente escondeu horas infernais vividas pelos técnicos no centro de comando do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), no Rio de Janeiro. De repente, a enorme oferta de energia elétrica produzida pelos sistemas de geração distribuída a partir de fonte solar — as placas instaladas em residências e comércios, além de mini usinas fotovoltaicas — por pouco não levou o Sistema Interligado Nacional (SIN) a um blecaute e a danos de proporções históricas.

Ao observar a quantidade de energia que fluía pela rede sem demanda suficiente para consumi-la, os técnicos perceberam rapidamente que aquele não seria um dia comum. A tensão acumulada nas redes de transmissão, nas subestações e nas redes de distribuição começou a subir perigosamente. Diversas manobras foram iniciadas. A mais óbvia delas foi o desligamento de boa parte das renováveis sob controle do ONS.

Naquele momento, o SIN era abastecido quase integralmente pela mini e microgeração distribuída (MMGD), uma potência sobre a qual o Operador ainda não possui controle direto, embora tente criar uma forma de fazê-lo com apoio das distribuidoras. Esse processo tem avançado em alguns locais – como em Minas – mas ainda é incipiente dada a dimensão que tomou. Para evitar um blecaute gerado por excesso de energia, não restou alternativa senão desconectar 26 linhas de transmissão em diferentes regiões do país. Foi a única forma de aliviar a tensão provocada pela superoferta de energia. O episódio acendeu um alerta inevitável: como controlar as GDs?

O caso é relatado em detalhes no Sumário Executivo do Plano da Operação Elétrica de Médio Prazo do SIN — Ciclo 2026-2030 (PAR/PEL 2025). O risco sistêmico provocado pela MMGD, que alcançou 43 gigawatts (GW) de potência instalada neste ano, já havia sido apontado em estudos anteriores. O Dia dos Pais de 2025, porém, transformou o alerta em evidência concreta.

A expansão acelerada da geração distribuída — cuja capacidade instalada deverá ultrapassar 60 GW até 2030 — começa a comprometer a capacidade de controle do sistema elétrico brasileiro. A MMGD, que injeta energia na rede independentemente da existência de demanda e sem coordenação operacional centralizada, tornou-se hoje o principal desafio à segurança da operação do SIN.

Estudos de curto prazo do ONS mostram que uma situação semelhante à vivida naquele domingo exigiria o desligamento de até 30 linhas de transmissão para restabelecer níveis seguros de tensão. Isso ocorreria mesmo após a retirada de toda a geração centralizada possível.

Os problemas, contudo, não param aí. O chamado fluxo reverso já ameaça as subestações que conectam a rede básica de transmissão às redes de distribuição. Uma metáfora simples ajuda a compreender o fenômeno. Durante décadas, a energia percorreu um caminho previsível: saía das grandes usinas e seguia até residências, indústrias e estabelecimentos comerciais. Com a expansão da MMGD, esse fluxo começou a se inverter. A energia produzida sobre os telhados é hoje tão volumosa que, sobretudo nos horários de menor consumo, o excedente é injetado na rede de distribuição e flui em direção às subestações e às redes de transmissão. Essa energia farta, injetada de lado a lado, congestiona a malha, aumenta a tensão da rede e amplia perigosamente os riscos para equipamentos espalhados por todo o sistema interligado.

Segundo projeções do ONS, 13 subestações apresentarão sobrecarga considerada "inadmissível" já em 2026 em situações de contingência operacional. Em 2030, esse número deverá chegar a 19. O relatório também aponta que 18 estados brasileiros já convivem com problemas de fluxo reverso em instalações estratégicas localizadas na fronteira entre a transmissão e a distribuição. Em outras palavras: em alguns horários, a energia percorre o caminho inverso daquele para o qual a infraestrutura foi originalmente concebida.

Existem, porém, limites para as ações corretivas. O ONS pode reduzir a geração das usinas que formam a base do sistema, mas apenas até determinado ponto. Ultrapassá-lo significa aumentar diretamente o risco operacional do SIN. Isso porque as grandes hidrelétricas e termelétricas cumprem funções que vão muito além da produção de energia: fornecem serviços ancilares fundamentais para a estabilidade da rede.

Mais uma vez, vale recorrer a uma metáfora. Essas usinas funcionam como o coração e os pulmões do sistema elétrico. São elas que ajudam a manter a frequência de operação em 60 Hz e sustentam os níveis adequados de tensão. As grandes turbinas giratórias atuam como amortecedores físicos contra oscilações e perturbações repentinas. Além disso, fornecem a robustez necessária para que os sistemas de proteção detectem e isolem falhas em milissegundos, impedindo que um problema localizado se transforme em um apagão de grandes proporções.

Nenhum conjunto de painéis solares distribuídos oferece, por si só, essas características indispensáveis a um sistema interligado de dimensões continentais.

A superoferta de energia proveniente da MMGD passou a gerar dificuldades inclusive para o próprio setor de energias renováveis. E isso tem um custo bilionário. Segundo o ONS, a expansão da geração distribuída em ritmo superior ao crescimento da demanda cria um excedente estrutural de energia que amplia o corte obrigatório de geração solar, eólica, hidrelétrica e termelétrica, chamado de curtailment.

Em cenários críticos, a combinação entre renováveis centralizadas e distribuídas durante períodos de baixa demanda poderá exigir cortes entre 40 e 50 GW, indica o ONS. Trata-se de um volume equivalente à potência de aproximadamente três usinas de Itaipu. Por isso, o Operador conclui que a expansão da MMGD produz um efeito de "soma zero": a nova geração distribuída ocupa o espaço de fontes já existentes e controláveis, sem necessariamente acrescentar energia útil ao SIN.

A conclusão apresentada pelo ONS é direta. Chegou o momento de "racionalizar políticas públicas, subsídios e mecanismos de incentivo, de modo a assegurar que a expansão futura da matriz renovável seja compatível com a capacidade real de absorção do sistema".

Essa advertência tem endereço. O marco da geração distribuída — a Lei nº 14.300/2022 — assegurou um desconto progressivo na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição até 2029, e foi a corrida por esse benefício que cobriu os telhados do país. Garantir potência firme no fim da tarde, quando o sol se apaga e a demanda atinge o pico, seguirá sendo função do Leilão de Reserva de Capacidade e, em breve, das baterias; reforçar a oferta, porém, não resolve o outro lado da equação. Não há dúvida de que o incentivo deu certo.

Ao que parece, entretanto, deu certo demais — a ponto de ameaçar a segurança do Sistema Interligado. E isso já não se sustenta, sobretudo diante de riscos tão concretos. Subsídios oneram a conta de luz há anos. É preciso, por exemplo, repensar o papel da agricultura irrigante, que hoje é estimulada a gerar demanda em períodos noturnos. Com a sobra de energia durante o dia, os sistemas de irrigação poderiam ser acionados para o consumo do excedente de produção de GD.

Se a geração distribuída acumulou tamanha capacidade instalada, talvez tenha chegado a hora de emancipá-la, deixando que enfrente a competição pelas próprias condições. A revisão, é importante registrar, mira a expansão futura, não o estoque já instalado: os gigawatts hoje sobre os telhados seguem onde estão. Seria um modo de as autoridades do setor elétrico responderem à pergunta do título deste artigo.

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