A indústria de energia elétrica é suportada por uma “sofisticada máquina” chamada de sistema de potência. Essa máquina, no Brasil, alcança 215 GW de capacidade instalada, 193 mil quilômetros de linhas de transmissão e mais de uma centena de empresas de distribuição para o atendimento de 95 milhões de consumidores, sendo toda essa infraestrutura monitorada e controlada por uma rede de computadores e vários processadores, sempre de última geração.
Os profissionais dessa indústria, notadamente aqueles que atuam na operação dessa máquina, sabem que, em qualquer lugar do Brasil, a frequência do sistema deve ser 60 Hz, os padrões de tensão precisam estar dentro de apertadas tolerâncias e todos os equipamentos devem estar operando com segurança, independentemente das ações dos consumidores de ligar mais ou menos lâmpadas, chuveiros ou qualquer outro eletrodoméstico.
Desde a sua concepção a indústria de energia elétrica, de tempo e tempo, enfrentou crises que tinham em sua origem, hidrologia persistentemente abaixo da média ou mesmo, secas severas, falta de combustível e falhas de componentes do sistema. Nesses episódios, a gestão da crise passou pela constituição de algum comitê que recomendou medidas para correção de rumo, como também de medidas para mitigação dos prejuízos econômicos que toda crise traz, e, vida que segue até a próxima crise.
Esse roteiro, nos últimos anos, vem sendo alterado dia após dia, e a evidência é muito bem caracterizada pelo clamor Operador Nacional do Sistema (ONS) para ter à sua disposição recursos suficientes para o suprimento de ponta. Nessa direção, o leilão de capacidade foi concebido para viabilizar esse recurso; isto é, providenciar geração despachável e com flexibilidade suficiente para atender a ponta do sistema durante a sua ocorrência. Em suma, novas crises não são descartadas e agora temos, adicionalmente, um estresse diário para manter a segurança do sistema.
Diferentemente do passado, a demanda “visualizada” pelos equipamentos de geração e transmissão, era razoavelmente previsível; hoje, sua previsão é muito difícil graças à massiva expansão das fontes não convencionais de geração embutidas nas redes distribuição, em especial, os painéis solares, os quais são invisíveis para o ONS; portanto, não são observáveis e nem controláveis, e ainda trazem uma característica que em nada se assemelham às fontes convencionais de geração: a intermitência, em que a geração pode subir ou descer muito rapidamente, a depender de mais ou menos sol, ou vento.
Nesse contexto, o desafio de manter as luzes acessas é sem precedentes, obrigando o ONS a realizar sistematicamente cortes de geração (curtailment) para manter a operação do sistema segura; isto é, energia é jogada fora com prejuízos econômicos para todos, o que tem provocado discussões acirradas sobre quem deve perder mais ou menos, e que em nada contribuem para se encontrar um caminho sustentável.
Olhando um pouco para frente, considerando que a materialização dos recursos contratados pelo Leilão de Reserva de Capacidade (LRCap) levará um certo tempo e que atrasos de comissionamento são esperados, visualiza-se que o ONS seguirá com muitas dificuldades para fechar o atendimento de ponta do sistema. Além disso, os curtailments também seguirão, pois, nenhuma solução específica para essa grave situação foi encaminhada. Importante lembrar que os recursos do LRCAP contornam o suprimento da ponta, mas, definitivamente, não são a solução para a sobra de energia durante 5-6 horas do dia que continuará a se acentuar.
A solução definitiva para se conter os cortes de geração e, ao mesmo tempo propiciar energia a preços competitivos, passa por uma adequada regulação por incentivos. Isto porque, as decisões de investimento são tomadas de forma descentralizada por agentes econômicos, muitos deles conectados nos sistemas de distribuição, e cujo principal racional a seguir é o sinal de preço. Se os preços e tarifas não “confessam” qual é o valor da energia em cada local e instante, as decisões serão tortas.
Apesar da controvérsia, pelo elevado custo a ser financiado pelos consumidores, o LRCap oferece condições para se fazer a travessia desses desafios no curto prazo, mas, o equacionamento definitivo requer que se comece a pavimentar um novo caminho, cujo embrião foi lançado pela Lei 15.269/2025, com a criação de encargo a ser alocado aos geradores que não possuem atributos de serem despacháveis e dotadas de flexibilidade. Portanto, novas usinas eólicas e solares, se não providenciarem soluções próprias de armazenamento, pagarão este encargo o qual financiará a contratação de reserva de capacidade para o sistema.
Nesse desenho, se esse encargo for adequadamente calibrado pode ajudar, mas, infelizmente não resolve. Ajuda pois o investidor em geração tem a sua frente um custo de oportunidade: pagar o encargo que financiará a solução centralizada ou ele próprio faz a instalação de sua bateria colocalizada à sua planta solar ou eólica. Um desafio relevante que se apresenta aqui é que a solução centralizada, pela natural economia de escala, se o recurso for contratado por leilões eficientes, tende a ser mais econômica que a solução descentralizada e, assim, o excesso de geração nas redes de mais baixa tensão continuará.
Algum desenho regulatório que incentive o novo gerador a prover a sua própria flexibilidade é necessário, e assim, possam suprir integralmente sua base de consumo com seus próprios recursos. Somente dessa forma, se evitará subsídios cruzados entre os geradores.
Importa registrar que a instalação de painéis solares continuará e esses ainda não têm incentivo para bucar soluções de armazenamento, e tampouco outros agentes independentes, motivados pela arbitragem de preço, terão sinalização econômica para prover soluções junto às redes de distribuição que incentivem o consumo durante o período de produção de energia solar.
Portanto, a solução completa passa pela regulamentação urgente do encargo trazido pela Lei 15.269/2025 e, adicionalmente, pela adequada precificação da energia, a qual passa pela revisão dos atuais modelos eletroenergéticos, ou mesmo pela implementação do despacho guiado por oferta de preços pelos agentes. Nessa direção, também é inescapável a modernização das tarifas, com a adoção obrigatória de perfis tarifários coerentes com o desejo de aumentar o consumo durante o dia e reduzir a noite, bem como pela revisão de incentivos para a mini e microgeração distribuída, e a implantação de medição inteligente. Os sinais de preço precisam ser vistos, a cada instante e local, e assim, serem utilizados para decisões racionais de curto e longo prazo.
Um exemplo: segundo dados da Associação Brasileira do Veículo Elétrico temos uma frota de 700 mil veículos elétricos e híbridos que poderiam contribuir para reduzir o excesso de geração solar; contudo, sem sinalização apropriada de preço, é mais cômodo carregar as baterias à noite, complicando ainda mais o suprimento de ponta. É preciso trazer o lado do consumo para a solução do problema, mas, para isso, é preciso começar.
* Edson Silva é membro do Conselho de Administração da Jirau Energia e do conselho fiscal do ONS
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