Quando sobra sol: o que o 23 de agosto revela sobre o novo sistema elétrico brasileiro

Às 12h01 deste domingo, 23 de agosto, a curva de geração solar publicada pelo ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) registrava 35.124,5 MW. Praticamente no mesmo instante, às 12h, a carga do (Sistema Interligado Nacional) estava em 70.978,5 MW.

A relação entre os dois números chama atenção: naquele momento, a geração solar correspondia a aproximadamente 49,5% da carga do SIN.

Às 15h18, a carga havia recuado para 66.437,9 MW, enquanto a geração solar ainda entregava 25.823,8 MW, cerca de 38,9% da carga. Na mesma fotografia do sistema, havia 27.125,3 MW de geração hidráulica, 7.875,3 MW de térmica, 4.701,7 MW de eólica e 2.006,5 MW de nuclear.

Esses números ajudam a explicar por que, neste domingo, o ONS voltou a acionar o Plano de Gestão de Excedentes de Energia na Rede de Distribuição, pela segunda vez em 2026.

ONS volta a recorrer a plano emergencial por excesso de energia

Mais do que um episódio operacional, o dia 23 de agosto oferece uma boa fotografia da transformação que já ocorreu no sistema elétrico brasileiro.

Durante muitos anos, a discussão esteve concentrada em ampliar a oferta renovável. A capacidade instalada cresceu, a geração solar ganhou escala e milhões de consumidores passaram também a produzir eletricidade.

Agora surge outra necessidade: criar condições para que essa energia seja absorvida e utilizada nos horários em que está disponível, preservando a segurança do sistema.

O equilíbrio precisa acontecer a cada instante Um sistema elétrico precisa manter, permanentemente, o equilíbrio entre produção e consumo.

Em um domingo de carga mais baixa, com elevada incidência solar, a combinação pode criar períodos em que existe mais geração disponível do que o sistema consegue acomodar.

Nessas circunstâncias, o ONS reduz primeiro as fontes sobre as quais possui capacidade direta de atuação. Quando esses recursos já foram utilizados e ainda existe necessidade de reduzir geração, entra em cena o Plano de Gestão de Excedentes.

Segundo informações divulgadas neste domingo, a atuação ocorreu no período de maior produção fotovoltaica, entre o fim da manhã e o início da tarde. A questão vai além da quantidade total de energia existente no país.

O que importa é onde essa energia está sendo produzida, em qual horário, quanto dela pode ser controlado e qual é a capacidade do sistema de responder às variações de geração e consumo.

Esse é um dos pontos centrais da operação elétrica em uma matriz com presença crescente de fontes variáveis. A geração solar já mudou a curva brasileira

Os dados apresentados pelo próprio ONS precisam ser lidos levando em consideração a metodologia utilizada pelo Operador.

Desde março de 2021, a página de Carga e Geração utiliza o conceito de carga global, incorporando a geração de usinas não supervisionadas. Desde abril de 2023, o ONS também passou a considerar uma estimativa da micro e minigeração distribuída — MMGD — nos dados apresentados ao público.

Portanto, a curva que observamos neste domingo procura representar um sistema em que a geração distribuída já tem peso considerável. Esse movimento ganhou velocidade.

Ao final de 2025, a micro e minigeração distribuída brasileira já possuía aproximadamente 45 GW de capacidade instalada, segundo dados da Empresa de Pesquisa Energética. No primeiro semestre de 2026, informações divulgadas pelo MME (Ministério de Minas e Energia) indicaram que essa capacidade havia ultrapassado 50 GW.

A predominância é solar fotovoltaica. O efeito dessa expansão aparece diretamente na curva de carga. Durante as horas de maior insolação, uma parcela significativa do consumo passa a ser suprida por geração solar, inclusive por sistemas instalados próximos ou dentro das próprias unidades consumidoras.

Para o sistema centralizado, a demanda a ser atendida pelas demais fontes diminui fortemente durante o dia. No fim da tarde ocorre o movimento inverso.

A produção fotovoltaica cai rapidamente, enquanto o consumo permanece elevado ou volta a crescer. Outras fontes precisam então aumentar sua produção em relativamente pouco tempo.

É a dinâmica internacionalmente conhecida como “curva do pato”, que ganha características próprias no Brasil por causa da composição da nossa matriz, da grande participação hidrelétrica e da velocidade com que a geração distribuída avançou.

O problema, portanto, está menos na quantidade anual de energia e mais na capacidade de administrar potência, horário e flexibilidade.

Ter excedente de energia não significa poder desligar qualquer usina Uma pergunta naturalmente surge quando ocorre restrição de geração solar:

Se existe energia em excesso, por que outras usinas continuam gerando? Porque a operação do sistema elétrico envolve funções que vão muito além da produção de megawatts-hora.

Hidrelétricas possuem limites operativos, ambientais e hidráulicos. Termelétricas podem ter inflexibilidades ou limites mínimos de geração. Usinas nucleares têm características próprias de operação.

Além disso, determinadas unidades síncronas contribuem para a estabilidade do sistema, ajudando no controle de frequência e tensão, na resposta a perturbações e em outros serviços indispensáveis para manter o SIN seguro.

Os estudos do próprio ONS mostram que uma redução excessiva da geração síncrona, em determinados cenários de carga líquida muito baixa, pode produzir dificuldades adicionais para a operação. Por isso, falar apenas em “energia sobrando” simplifica demais o que acontece.

Existe energia disponível, mas existem também restrições elétricas, limites operativos e necessidades de segurança que precisam ser respeitados simultaneamente.

MMGD e usinas Tipo III: uma diferença importante Também é necessário separar dois conceitos que, em algumas análises deste episódio, aparecem misturados.

A expansão da micro e minigeração distribuída contribui fortemente para a redução da carga líquida durante as horas de maior produção solar.

Mas isso não significa que o ONS esteja comandando o desligamento dos painéis solares instalados nas residências brasileiras.

Na etapa atual do Plano de Gestão de Excedentes, a atuação alcança usinas classificadas como Tipo III, conectadas fora da Rede Básica e sem despacho ou programação centralizada pelo ONS.

Essas instalações não possuem relação operacional direta com o Operador. Por essa razão, quando existe necessidade de redução de geração, a coordenação precisa ser realizada com as distribuidoras.

A distinção é relevante. A MMGD ajuda a criar as condições de baixa carga líquida que tornam determinados períodos mais desafiadores para o sistema. O mecanismo emergencial utilizado hoje, por sua vez, atua sobre um conjunto específico de instalações que podem ser operacionalmente alcançadas pelas distribuidoras.

Esse ponto também antecipa uma discussão que teremos pela frente: como ampliar a visibilidade e a capacidade de coordenação sobre recursos energéticos cada vez mais distribuídos.

O episódio estava previsto nos estudos do ONS O que aconteceu neste domingo não surgiu de maneira inesperada. No PAR/PEL 2025, referente ao ciclo 2026–2030, o ONS já havia analisado os impactos da expansão da geração distribuída e das renováveis variáveis sobre a operação do sistema.

Nos cenários avaliados para o período entre 2026 e 2029, o Operador identificou situações com potencial de perda de controlabilidade do SIN caso medidas adicionais não fossem adotadas.

Em uma das análises, considerando determinado padrão de geração térmica, foram identificados 39 dias com condições críticas e 101 horas com potencial excedente de geração.

No caso mais severo estudado, a necessidade de redução poderia alcançar aproximadamente 4.900 MW. Os estudos também indicam maior concentração desses episódios entre aproximadamente 9h e 16h, especialmente em finais de semana e feriados.

A coincidência é bastante clara: menor consumo, alta produção fotovoltaica e menor espaço operativo para outras fontes.

O domingo de 23 de agosto materializou exatamente esse tipo de condição. O próximo investimento estratégico chama-se flexibilidade

Se o Brasil já consegue produzir mais de 35 GW de energia solar próximo do meio-dia, passa a fazer sentido discutir como aproveitar melhor essa disponibilidade ao longo das horas seguintes. Armazenamento é parte dessa resposta.

Baterias podem absorver energia durante períodos de elevada geração e devolvê-la ao sistema quando a produção solar começa a cair.

Mas a flexibilidade necessária ao SIN dificilmente virá de uma única tecnologia. Ela envolve armazenamento, resposta da demanda, maior flexibilidade das usinas, modernização das redes, recursos de controle de tensão e frequência, gestão ativa da geração distribuída e novos padrões de consumo.

Existe também uma oportunidade econômica que merece atenção. Um sistema com grande disponibilidade de energia durante determinadas horas deveria incentivar atividades capazes de deslocar consumo para esses períodos.

Carregamento de veículos elétricos, armazenamento térmico, processos industriais flexíveis, produção de hidrogênio e outras cargas gerenciáveis podem ajudar a aproximar demanda e disponibilidade de geração.

Isso exige sinais econômicos adequados. A forma como cobramos, contratamos e precificamos eletricidade precisará conversar cada vez mais com o horário em que ela efetivamente está disponível.

Os estudos do ONS também demonstram, contudo, que apenas aumentar o consumo durante o dia não resolve integralmente o problema. Em uma sensibilidade realizada pelo Operador, a inclusão de aproximadamente 4 GW de novos grandes consumidores reduziu o curtailment médio total em menos de 800 MW nos cenários avaliados.

A resposta, portanto, precisará combinar diferentes recursos. Há uma agenda regulatória pela frente Em novembro de 2025, a ANEEL publicou o Despacho nº 3.431, estabelecendo procedimentos relacionados à implementação do Plano de Gestão de Excedentes e determinando que distribuidoras selecionadas estruturassem mecanismos para atender aos comandos operativos.

O despacho também estabeleceu que, após cada acionamento do plano, o ONS encaminhe à Agência, em até 30 dias, relatório técnico detalhando as condições encontradas e os resultados da operação.

Por isso, qualquer afirmação neste momento sobre a quantidade exata de megawatts efetivamente restringida em 23 de agosto seria prematura.

Esse dado deverá aparecer no relatório da operação. Será importante conhecê-lo, mas existe outro indicador que considero ainda mais relevante: a frequência com que esse mecanismo precisará ser acionado daqui para frente.

Um procedimento emergencial é criado para condições excepcionais. Quando começa a ser utilizado repetidamente, ele passa também a funcionar como sinal de que a estrutura do sistema mudou. O que o dia 23 de agosto nos ensina

Seria um erro transformar este episódio em argumento contra a geração solar. Os números mostram justamente a dimensão do avanço alcançado pela fonte no Brasil.

Em pouco tempo, construímos um parque fotovoltaico capaz de representar, em determinados momentos, uma parcela muito relevante da carga do país. O desafio seguinte é aproveitar melhor essa energia.

Isso passa por investimentos, planejamento da operação, modernização regulatória, armazenamento, redes mais inteligentes e mecanismos capazes de aproximar produção e consumo.

Até aqui, boa parte da transição energética brasileira foi medida pela quantidade de megawatts instalados. A partir de agora, precisaremos observar também quanto dessa geração pode ser integrada com eficiência, segurança e valor econômico ao longo das 24 horas do dia. A curva deste domingo deixa esse desafio visível.

Às 12h01, havia mais de 35 GW de geração solar no sistema. O próximo passo é construir um setor elétrico capaz de aproveitar melhor cada um deles.

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