No dia 7 de junho, o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) acionou um plano de emergência inédito para cortar geração de energia no país. Não por falta, mas por excesso de oferta. Era feriado, a demanda estava baixa e a geração solar, alta. A combinação forçou uma restrição de 1 gigawatt na rede para preservar a segurança do sistema. Um apagão às avessas.
O episódio é um alerta do que pode se repetir nas próximas semanas. Junho e julho já são meses de menor demanda —o frio reduz o uso de ar-condicionado— e a Copa esvazia ruas, escritórios e shoppings nos dias de jogo do Brasil. Some-se a isso a geração solar nos telhados, e uma fatia cada vez maior do consumo passa a ser suprida “atrás do medidor” (BTM), sem passar pela rede.
Foi essa combinação —baixa demanda, alta geração distribuída— que levou ao corte de domingo. A pergunta é simples de formular e difícil de responder: como coordenar um sistema elétrico em que milhões de consumidores também produzem energia?
Os eventos recentes sugerem que o problema é ainda maior do que parece. Dados da Aneel e do ONS alertam que o volume de micro e minigeração distribuída (MMGD) pode ser significativamente superior ao retratado pelos números oficiais: consumidores-produtores estariam sub-reportando a dimensão de seus sistemas fotovoltaicos e sua capacidade de injetar energia na rede. A descoberta chama atenção não só pelo potencial descumprimento regulatório, mas porque o operador pode estar tomando decisões —como a de domingo— sem conhecer com precisão o tamanho real da frota solar diante de si.
O crescimento da geração distribuída é uma tendência acelerada e irreversível —aproxima o consumidor da produção de energia e contribui para a descarbonização. O problema não está na expansão dessas tecnologias, mas no descompasso entre seu crescimento e a adaptação das regras do sistema: criamos incentivos para acelerar a adoção, mas não mecanismos para coordenar milhões de decisões individuais com a operação segura da rede.
A experiência internacional oferece lições importantes. Califórnia e Austrália são os exemplos mais citados de expansão da geração distribuída —e, como destaca Meredith Fowlie em artigo recente, em ambos o armazenamento é peça central para acomodar as renováveis. Mas as semelhanças terminam aí.
A Califórnia adotou, por décadas, políticas para incentivar painéis solares, como o net metering. Com a maior penetração, ficaram evidentes os desafios operacionais e distributivos do modelo —a chamada curva do pato passou a exigir respostas cada vez mais sofisticadas. A resposta veio pela infraestrutura: a expansão do armazenamento utility-scale ganhou velocidade; ao final de 2024, a capacidade instalada de baterias já superava 13 GW, junto com grandes projetos solares e eólicos conectados diretamente ao sistema.
A trajetória australiana foi diferente. Líder mundial em solar residencial por habitante, o país viu crescer rapidamente a participação de recursos distribuídos e passou a experimentar mecanismos de coordenação mais próximos do consumidor: regras flexíveis para exportação de energia, incentivos a baterias residenciais e tarifas dinâmicas. Mais recentemente, anunciou que comercializadores deverão oferecer períodos diários de energia gratuita para deslocar o consumo para horários de maior produção solar.
A diferença é reveladora: a Califórnia respondeu com infraestrutura e armazenamento em grande escala; a Austrália, com coordenação via preços, mercados e incentivos ao comportamento do consumidor. Caminhos distintos para o mesmo desafio.
O Brasil começa a enfrentar questões semelhantes —e o corte do dia 7 é só um sintoma visível. O Ministério de Minas e Energia já anunciou o primeiro leilão de reserva de capacidade para armazenamento: passo importante para integrar volumes crescentes de eólica e solar —inclusive a já instalada nos telhados.
Mas baterias, por si só, não resolverão o problema. A transição para um sistema mais descentralizado exige também preços mais inteligentes, sinais econômicos mais claros e regras capazes de coordenar milhões de consumidores-produtores conectados à rede —incluindo a capacidade de medir com precisão o que essa rede já tem.
Nas próximas semanas, o Brasil vai parar várias vezes para ver os jogos da seleção. Enquanto isso, o sistema elétrico continuará tendo que lidar, em tempo real, com a soma de milhões de decisões tomadas pelos usuários e pelo que acontece em telhados.
Em prazo mais longo, a questão já não é se teremos mais geração distribuída, mais armazenamento ou consumidores mais ativos. Teremos. Urge adaptar as regras do jogo e mercados na velocidade em que mudam os jogadores do sistema. As dores do crescimento descentralizado são inevitáveis. A arte é transformar esse crescimento em ganhos coletivos.
Fonte ==> Folha SP
