Energia solar e geração distribuída no Brasil

Expansão da geração distribuída por meio de painéis fotovoltaicos torna mais complexa a operação do Sistema Interligado Nacional

Historicamente, a matriz elétrica brasileira se caracterizou pelo predomínio da geração de energia de origem hidráulica, ao contrário da matriz elétrica mundial, em grande parte ainda baseada nos combustíveis fósseis, não obstante a crescente participação das fontes solar e eólica, em resposta ao desafio da transição energética para uma economia de baixo carbono.

O predomínio da hidreletricidade no Brasil remonta ao início do século XX, quando entraram em funcionamento as primeiras usinas da Light em São Paulo e no Rio de Janeiro. A partir dos anos 1950, o aproveitamento em larga escala do potencial hidrelétrico nacional, um dos maiores do mundo, propiciou notável crescimento da oferta de energia elétrica. Grandes hidrelétricas e reservatórios foram construídos por empresas públicas federais e estaduais. Foi uma opção quase impositiva, tendo em conta a escassez das reservas de carvão mineral do país e a dependência do petróleo importado ao longo de quase todo o século passado.

A geração hidráulica chegou a contribuir com mais de 90% da oferta de eletricidade. Entretanto, essa contribuição vem declinando por causa das restrições socioambientais para o aproveitamento do potencial hidrelétrico ainda não explorado (localizado em grande parte na Amazônia), a maior participação das usinas térmicas e o crescimento acelerado das fontes de geração eólica e solar.

Em 2005, as usinas hidráulicas respondiam por 76,5% da potência instalada do país, estimada em 92,8 mil megawatts (MW) pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). O parque hidrelétrico contava então com 149 usinas de potência superior a 30 MW e cerca de 400 instalações de menor porte. O segmento da termeletricidade compreendia 872 empreendimentos, incluindo duas centrais nucleares e dezenas de centrais de cogeração que utilizavam diversas fontes de energia, notadamente gás natural e bagaço de cana.

Havia apenas dez usinas eólicas e uma fotovoltaica no país. Na época, o parque eólico da Prainha, no litoral do Ceará, era o maior em operação da América Latina. Inaugurado em 1999, Prainha contava com 20 aerogeradores, totalizando 20 MW de potência. A geração de energia solar era inexpressiva e limitada a projetos isolados de pesquisa e pequenas instalações que atendiam comunidades remotas sem acesso à rede elétrica.

Nos últimos 15 anos, observamos importante mudança na matriz elétrica brasileira. A participação da energia hidráulica diminuiu significativamente, passando de 71% em 2010 para 46,5% em 2024. Vale notar que a capacidade geradora de energia elétrica mais que dobrou no período, alcançando o patamar de 236 mil MW, em decorrência do extraordinário avanço das fontes renováveis eólica e solar. Como mostra a Tabela 1, a matriz elétrica se mantém predominantemente renovável, considerando os empreendimentos à base de energia hidráulica, eólica, solar e biomassa.

Criado em 2002, o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia (Proinfa) representou um passo importante para o desenvolvimento de energia eólica. Instituído no momento em que o país ainda sentia os efeitos da crise hídrica e do racionamento de 2001, o programa previu a contratação de 3 mil MW de energia renovável em usinas eólicas, termelétricas a biomassa e pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) com subsídios pagos pela Conta da Desenvolvimento Energético (CDE). No âmbito do Proinfa, foram contratados 53 projetos eólicos, somando 1.304 MW de energia.

A partir de 2007, os incentivos à geração eólica ocorreram mediante leilões específicos para esta fonte de energia ou leilões de fontes alternativas. Os primeiros leilões exclusivos de energia eólica ocorreram em 2009 e 2010, impulsionando numerosos empreendimentos. O preço atingido no leilão de 2010 colocou a eólica como a segunda fonte mais barata de produção de energia elétrica no Brasil, atrás apenas das grandes hidrelétricas. A capacidade contratada por estes leilões somou quase 4 mil MW, um avanço significativo para a consolidação da indústria eólica no país. A região Nordeste se tornou o principal polo de geração de energia eólica do Brasil. A região possui ventos fortes, constantes e unidirecionais que favorecem a alta produção de energia com baixo custo.

Em 2019, a energia eólica alcançou a marca de 15,3 mil MW de potência instalada, tornando-se a segunda maior fonte da matriz elétrica nacional ao superar a biomassa e o gás natural, ficando atrás apenas da energia hidráulica. A capacidade instalada de geração eólica praticamente dobrou nos anos seguintes, aumentando significativamente a oferta de eletricidade ao mercado.

Mais acelerado, entretanto, foi o crescimento da geração solar fotovoltaica, seja na geração distribuída, feita próxima do consumidor final (residências, comércios, indústrias), seja na geração centralizada com as usinas que operam em locais distantes do consumo, fornecendo energia para os mercados regulado e livre.

Regulação da Geração Distribuída

Segundo a Aneel, a Geração Distribuída (GD) consiste na produção de energia elétrica por pequenas centrais geradoras que utilizam fontes renováveis instaladas próximas ao local do consumo e conectadas à rede de distribuição, o que também pode ser caracterizado como minigeração ou microgeração. A quase totalidade dos sistemas de geração distribuída instalados no país é baseada em energia solar fotovoltaica.

Um marco importante para o incremento dos sistemas de geração distribuída foi a Resolução Normativa nº 482 da Aneel. Promulgada em 2012, a resolução estabeleceu as condições para o acesso de microgeração (até 75 kW) e minigeração (até 1 MW) às redes de energia elétrica, instituindo o sistema de compensação conhecido internacionalmente pela denominação inglesa net metering. Por este sistema, consumidores de energia podem gerar sua própria eletricidade a partir de fontes renováveis ou cogeração qualificada e injetar o excedente na rede elétrica, recebendo créditos para compensação posterior. Também foi estabelecido um subsídio na forma de isenção de pagamento pelo uso das redes de transmissão e distribuição de eletricidade além de uma série de encargos setoriais.

A partir de 2014, a geração solar centralizada ganhou espaço nos leilões de energia promovidos pelo Ministério de Minas e Energia. No primeiro leilão a negociar separadamente a energia solar, foram contratados 31 empreendimentos de geração fotovoltaica somando 889 MW de capacidade instalada. Foi o ponto de partida das usinas solares com alta capacidade de produção, conectadas à rede de transmissão do Sistema Interligado Nacional (SIN).

Em 2015, a Aneel ampliou os incentivos à geração solar distribuída, elevando o limite da potência instalada da minigeração para 5 MW, aumentando os prazos de validade dos créditos de geração e criando a modalidade de geração compartilhada, por meio da formação de consórcios ou cooperativas de consumidores.

Somando apenas 48 MW em 2015, a capacidade de geração solar cresceu significativamente nos anos seguintes, ultrapassando a marca de 4.700 MW em 2019, com predomínio da geração centralizada em usinas solares (53%) sobre os micro e minissistemas de geração distribuída (47%), segundo os dados da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica ( Absolar ).

Nesse ínterim, Aneel promoveu consultas públicas para revisão das regras da geração distribuída. De um lado, entidades e agentes do setor elétrico defenderam a redução dos subsídios à GD, notadamente o desconto na tarifa de uso dos sistemas de distribuição e transmissão, argumentando que esse subsídio acarretava um ônus para os consumidores sem GD. De outro lado, defensores da energia solar argumentaram que os subsídios eram importantes para estimular a expansão da geração limpa e renovável, além de tornar o sistema elétrico brasileiro menos dependente das hidrelétricas e das termelétricas. O debate ganhou as páginas dos jornais quando o presidente da República criticou abertamente a proposta da Aneel, endossando a campanha contra a suposta “taxação do sol”.

O debate prosseguiu no Congresso Nacional com a apresentação de projeto de lei retirando parte dos subsídios à GD. Finalmente, em 6 de janeiro de 2022, a Lei n. 14.300 instituiu o marco legal da microgeração e minigeração distribuída, estabelecendo regras de transição para os benefícios tarifários, principalmente os relacionados à compensação de energia. A lei ampliou a janela de oportunidade para a expansão da produção descentralizada de fonte solar. Efetivamente, como mostra o Gráfico 1, o crescimento da geração solar fotovoltaica no país a partir de 2020 foi liderado pelo segmento da geração distribuída.

Sobreoferta de energia e corte de geração

O crescimento acelerado da geração eólica e solar mudou o perfil da matriz elétrica brasileira e tornou mais complexa a operação do Sistema Interligado Nacional, em virtude da intermitência e variabilidade dessas fontes de energia e do seu limitado controle pelo Operador Nacional do Sistema (ONS).

A geração eólica e solar é essencialmente variável, porque o vento e a luz solar não estão disponíveis de maneira constante ao longo do dia ou no decorrer das estações do ano. A possibilidade de contar com essas fontes muda às vezes de forma abrupta, tornando mais complexa a tarefa de manter o balanço entre oferta e demanda e, consequentemente, a estabilidade do sistema elétrico. Essa complexidade é ainda maior em razão do crescimento exponencial da geração distribuída, que funciona sem supervisão ou controle do ONS.

A geração hidrelétrica também se caracteriza pela variabilidade, pois depende do regime de chuvas e vazões dos rios. Mas diferentemente das usinas eólicas e solares, as hidrelétricas operam sob controle direto do ONS e oferecem serviços essenciais para o funcionamento do sistema elétrico, notadamente o armazenamento de energia, por meio dos reservatórios e da regularização das vazões afluentes, e flexibilidade operacional para atender às flutuações da carga.

A maioria das hidrelétricas e termelétricas contribui para o despacho centralizado do Sistema Interligado Nacional, isto é, o ONS pode escolher o quanto as usinas irão gerar a cada momento, ajustando a produção para atender flutuações no consumo. Em contrapartida, o ONS tem pouco ou nenhum controle sobre as usinas eólicas e solares.

Atualmente, o Sistema Interligado Nacional conta com 176 mil km de linhas de transmissão que recebem energia de milhares de usinas, transportando-a a todas regiões para distribuição pelas redes locais. O ONS, entidade responsável pela coordenação e controle da operação das usinas e rede básica de transmissão do SIN, desempenha um papel crucial na garantia da segurança e confiabilidade do sistema. Cabe ao ONS manter o equilíbrio perfeito entre oferta e demanda de energia o tempo todo.

O atendimento ao mercado se dá por meio do constante ajuste das unidades geradoras, respondendo instantaneamente às variações de carga. Geralmente, os horários de maior consumo de energia ocorrem entre 18h e 21h (excluindo os sábados, domingos e feriados), quando as pessoas retornam para casa após o trabalho e começam a utilizar diversos equipamentos elétricos (chuveiros, televisores, iluminação) ao mesmo tempo.  Eventualmente, a “hora da ponta” pode ocorrer no período das 14h às 16h nos meses de verão e intenso acionamento de aparelhos de ar condicionado.

Em diversos países, a energia solar mudou o perfil da curva de carga dos sistemas elétricos, ocasionando o fenômeno conhecido como curva de pato, pela semelhança com a silhueta de um pato. Nos Estados Unidos, a mudança foi observada pela primeira vez na California, estado com a maior geração de energia solar do país. No Brasil, o fenômeno também reflete o impacto da geração solar, especialmente na condição da geração distribuída, em que o consumidor gera sua energia e injeta o excedente na rede elétrica, causando por vezes sobrecargas inesperadas.

A curva do pato ocorre pela queda da demanda de energia ao longo do dia, quando a geração solar é alta (barriga do pato), seguida por um aumento rápido no final da tarde e início da noite (pescoço), quando o sol se põe e a demanda cresce exigindo grande flexibilidade das fontes hidrelétricas e térmicas. Em função do acréscimo de energia solar, a cada ano a curva afunda mais.

A expansão acelerada das fontes renováveis e o aprofundamento da curva do pato impuseram novos desafios à operação do sistema elétrico brasileiro, agravando o problema do curtailment, isto é, a redução, limitação ou corte da geração de energia, quando a produção supera a capacidade do sistema de transmissão disponível ou a necessidade de consumo demandada pela sociedade. Paradoxalmente, o Brasil passou a enfrentar uma situação de sobras de energia na maior parte do dia e crescente risco de falta de suprimento no pico de demanda da noite.

Desde 2022, os cortes de geração renovável (inclusive hidrelétrica) se tornaram recorrentes, seja por causa da sobreoferta de energia em determinados momentos do dia, colocando em risco a segurança do sistema elétrico, seja por restrições do sistema de transmissão por problemas de confiabilidade ou falta de capacidade de escoamento das usinas eólicas e solares.

Energia em excesso pode sobrecarregar o sistema e fazê-lo cair. Foi o que poderia ter acontecido em 10 de agosto de 2025, um domingo ensolarado, quando a geração de energia de fontes renováveis superou em muito a demanda em certo momento, obrigando o ONS a desligar diversas usinas hidrelétricas, eólicas e solares para evitar um colapso.

Ao longo de 2025, como informou o engenheiro Donato Filho em artigo publicado na revista Brasil Energia, o ONS precisou cortar 20,6% de toda a energia solar e eólica que poderia ter sido gerada, seja pela sobreoferta energética ou por limitações da infraestrutura. O curtailment provocou R$ 6 bilhões em prejuízos, evidenciando, segundo o engenheiro, a “fragilidade da transição energética brasileira”.

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