O setor elétrico brasileiro vive uma contradição: durante o dia há produção excedente de eletricidade, mas à noite o país recorre às usinas termelétricas, de custo elevado, para evitar blecautes. O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) chega a desligar parte das usinas solares e eólicas para não sobrecarregar a rede, enquanto consumidores arcam com tarifas extras para financiar a operação das térmicas.
Excesso diurno pressiona o sistema
Nos últimos anos, subsídios e avanço tecnológico estimularam a expansão maciça de fontes renováveis. A capacidade instalada do Sistema Interligado Nacional (SIN) alcança 214 gigawatts (GW), somada a outros 40 GW provenientes da micro e minigeração distribuída, principalmente painéis fotovoltaicos em telhados.
Durante as manhãs e tardes, essa oferta supera a demanda, hoje em torno de 80 GW nesta época do ano, podendo atingir 100 GW nos dias mais quentes do verão. Sem espaço para absorver toda a produção, o ONS determina cortes – o chamado curtailment. Em agosto, 26 % da geração solar e eólica centralizada foi desligada, segundo levantamento do Itaú BBA, com perdas estimadas em R$ 6 bilhões desde 2021 para os geradores.
A medida protege a frequência da rede, que sobe quando há energia sobrando, mas os produtores questionam a interrupção na Justiça e cobram ressarcimento. Caso haja indenização, o custo tende a ser incorporado às faturas dos consumidores, repetindo precedentes já vistos no setor.
Dependência de térmicas encarece a conta
Quando anoitece, a produção solar despenca e a força dos ventos costuma oscilar. Sem reservatórios hidrelétricos suficientes para regular o suprimento, o país aciona usinas termelétricas movidas a gás, óleo ou carvão. O acionamento dessas plantas, mais caro e poluente, gera as conhecidas “bandeiras tarifárias”, acréscimos cobrados mensalmente para cobrir o custo extra do combustível.
A combinação de excesso diurno e escassez noturna expõe fragilidades acumuladas. A infraestrutura de transmissão não foi ampliada no mesmo ritmo da construção de parques renováveis, sobretudo no Nordeste, que produz mais do que consome. Linhões necessários para levar a energia ao Sudeste enfrentam entraves ambientais e burocráticos, limitando o escoamento do excedente.
Risco de apagão permanece
A falta de expansão na rede e a variabilidade das fontes renováveis tornam o sistema mais vulnerável. Em agosto de 2023, falhas em uma linha de transmissão no Ceará, somadas a problemas em equipamentos de controle de tensão de usinas eólicas e solares, deixaram mais de 30 % do território nacional sem luz.
Além disso, o ONS não consegue reduzir a geração proveniente de micro e minigeradores distribuídos, porque eles são tratados como consumidores que produzem energia para autoconsumo. Assim, quando precisa cortar produção, o Operador mira usinas maiores, o que reforça o desgaste financeiro de investidores em projetos centralizados.
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Imagem: Ricardo Botelho
Quem paga a conta
A sobrecontratação de energia resultou de políticas de incentivo que não caminharam lado a lado com a expansão da transmissão e a modernização dos mecanismos de mercado. A conta chega em duas frentes: tarifa adicional para manter térmicas disponíveis e possível repasse de indenizações a geradores que tiveram produção reduzida.
Em Brasília, diferentes segmentos do setor elétrico buscam soluções. Enquanto isso, o consumidor arca com valores mais altos na fatura, mesmo com sobra de energia em boa parte do dia.
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Em síntese, o Brasil produz mais energia do que consome durante o dia, mas continua pagando caro e sujeito a apagões quando o sol se põe. Reformas na transmissão, revisão de subsídios e adoção de tecnologias de armazenamento são passos essenciais para equilibrar oferta, custo e segurança. Continue acompanhando nossas publicações e compartilhe este conteúdo para que mais pessoas entendam os desafios do sistema elétrico nacional.
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