A participação de renováveis na matriz elétrica brasileira, em torno de 90%, é um diferencial competitivo importante para a atração de novas demandas de energia e para posicionar o país como um polo de produtos e serviços verdes. Ao mesmo tempo, o Brasil enfrenta cortes crescentes de geração renovável, enquanto aumenta a contratação de térmicas a combustíveis fósseis e o custo da energia.
“O Brasil tem a oportunidade de ser um hub de produtos e serviços de baixo carbono, incluindo data centers, além da descarbonização da indústria e do transporte”, disse a diretora da PSR, Angela Gomes, durante o evento Agenda Setorial, realizado na quinta-feira (20/03), no Rio de Janeiro.
Em um estudo realizado em parceria com o Conselho Empresarial Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável, a PSR estimou que, para manter essa vantagem competitiva de uma matriz 90% renovável até 2050, será necessário acrescentar 345 GW de nova capacidade, com investimentos adicionais de US$ 450 bilhões.
O impacto dos subsídios e a sobreoferta de geração renovável
Por outro lado, o impacto dos subsídios no custo da energia é um ponto de atenção que afeta essa competitividade, alertou a diretora da PSR. Em 2025, a Conta de Desenvolvimento Energético chegou a R$ 58 bilhões e os custos do Proinfa e da Conta de Energia de Reserva chegaram a R$ 70 bilhões, uma alta de 25% em comparação com 2024.
Nos últimos anos, o Brasil passou por duas “corridas do ouro” para garantir subsídios que foram descontinuados. Na MMGD, a corrida se deu para solicitar conexão antes de 07/01/2023 e evitar o início da cobrança pelo uso do “fio” das distribuidoras. Na geração centralizada, ocorreu antes do fim dos descontos de 50% nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e de transmissão (Tusd/Tust), válidos para projetos com outorga de acesso até março de 2022.
“Isso levou a uma sobreoferta de projetos de geração centralizada enquanto, ao mesmo tempo, a MMGD era incentivada e o seu crescimento reduzia ainda mais a demanda [por projetos centralizados], agravando o problema”, observou o vice-presidente de Regulação e Relações Institucionais do Grupo Energisa, Fernando Maia.
Com o rápido avanço da geração renovável nos últimos anos, especialmente da solar distribuída, houve um desequilíbrio entre a oferta e a demanda de energia, principalmente durante o dia.
“Chegamos a um ponto em que, em determinados momentos do dia, a carga é tão baixa que não temos mais onde reduzir a geração. Em países onde a penetração de renováveis é alta, os operadores instalaram baterias para atuar como carga no horário de vale da demanda”, disse o diretor de Operações do ONS, Christiano Oliveira. “Armazenamento é fundamental e precisamos aumentar, não apenas para estabilizar o preço, mas também a operação”.
Se o operador tivesse controle sobre a geração distribuída, 46% dos cortes de geração em 2025 poderiam ser aplicados à GD, disse Oliveira. Atualmente, o ONS corta toda a geração hidrelétrica possível, com impactos no fator de ajuste da garantia física (GSF), e em seguida corta a geração eólica e solar.
Maia, da Energisa, reforçou que atualmente é inviável que as distribuidoras cortem a MMGD, mas que elas já podem recusar novas solicitações de acesso de minigeração com base em um parecer do ONS.
A diretora da PSR mencionou a expectativa de que a autorização de cortes de geração em usinas do Tipo III contribua para aliviar a operação do sistema, uma discussão que deve ser continuada a partir dos resultados da consulta pública 45 da Aneel.
Mas o diretor do ONS alertou que é necessário evitar o agravamento dessa situação. “Quando estamos no buraco, precisamos parar de cavar o buraco. Não é só uma questão de classificação e alocação dos custos dos cortes de geração, mas de necessidade de uma entrada coordenada de nova geração, com sinal de preço adequado. A gente está resolvendo os cortes relacionados a rede, mas os relacionados à demanda vão continuar”.
A frustração de receita de usinas centralizadas têm impacto no desenvolvimento de novos projetos, destacou o presidente da Thymos, João Carlos de Mello. As empresas “colocaram o pé no freio da expansão”. Ele também mencionou como países com altos níveis de curtailment conseguiram reduzir os cortes com investimentos em baterias.
Resposta da demanda limitada
Soluções pelo lado da demanda, com incentivo tarifário para deslocar o consumo para horários com maior oferta de energia podem não ter o efeito esperado, avaliou o diretor da Energisa, que mencionou os resultados de um sandbox tarifário conduzido pelo grupo em suas distribuidoras.
“Infelizmente, não podemos dizer, baseado nos resultados desse sandbox, que a tarifa branca vai solucionar [esse problema do descasamento entre demanda e oferta]. O consumidor de baixa tensão não muda seu hábito de consumo, pelo que pudemos observar”. Ele disse que a tarifa testada chegava a ser 10 vezes mais cara no horário de ponta e, ainda assim, os consumidores participantes não alteraram significativamente seu perfil de consumo.
Maia também mencionou a necessidade de ampliar a participação de baterias na solução para o problema, não só com contratação no LRCAP, mas também no nível da distribuição.
O presidente da Associação Brasileira de Consumidores de Energia (Abrace), Paulo Pedrosa, avaliou que grandes consumidores poderiam, com uma remuneração adequada, contribuir com o deslocamento ou redução de consumo. “Se as indústrias pudessem participar do leilão, ao preço que foi negociado, investiriam em soluções de redução e eficiência”, disse.
LRCAP de térmicas contratou a maior parte da demanda por potência
Os leilões de reserva de capacidade que o governo programou para 2026 também são parte da solução para o desequilíbrio entre demanda e oferta de energia e a crescente rampa de geração necessária para atender a demanda no início da noite, quando a solar deixa de entregar energia ao sistema.
A diretora da PSR avalia que a maior parte da demanda por energia para cobrir a rampa de carga quando a geração distribuída deixa de atender o consumo foi contratada no Leilão de Reserva de Capacidade realizado na última quarta-feira (18/03) que negociou 19 GW de potência de térmicas e hidrelétricas. Os contratos custarão R$ 515 bilhões em receitas fixas para os projetos, válidos por 10 a 15 anos.
Outro leilão acontece nesta sexta-feira (20/03), voltado para térmicas a óleo combustível. “Não vemos ainda uma demanda remanescente [para o período contratado no leilão] a não ser que tenhamos as novas cargas e uma eletrificação significativa”, disse Angela, da PSR.
O presidente da Thymos, João Mello, disse que a consultoria ainda vê 3 GW de demanda remanescente para os leilões de reserva de capacidade, que poderia ser ainda maior para acomodar a demanda de novos grandes consumidores. “Víamos inicialmente uma demanda de 23 GW que poderia chegar a 30 GW se entrarem as grandes cargas associadas a data centers, hidrogênio verde e eletrificação”, disse.
Diante da grande contratação de térmicas, o LRCAP para baterias cujas regras são aguardadas para abril, pode ficar esvaziado. As baterias foram mencionadas diversas vezes pelos especialistas como solução adequada para o descasamento entre oferta e demanda de energia e ferramenta de operação para o ONS e as distribuidoras. Entretanto, ainda não está claro se os projetos participantes no leilão poderão prestar serviços além da disponibilidade de potência.
Outros pontos citados como fundamentais para a adaptação do sistema elétrico à maior oferta de geração renovável variável e distribuída foram a medição inteligente — que pode viabilizar o armazenamento distribuído de forma mais eficiente, bem como a integração de outros recursos distribuídos, como a injeção de energia dos veículos elétricos na rede e a própria resposta da demanda — e o aperfeiçoamento do modelo de precificação da energia.
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