Rede sob tensão: crescimento desordenado da energia solar e eólica expõe falhas e pressiona o sistema nacional

O avanço acelerado da energia solar e eólica está redesenhando o mapa da eletricidade no Brasil — e impondo desafios inéditos ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Pela primeira vez, uma parcela expressiva da energia gerada no país está fora do controle direto do operador, o que complica o monitoramento, o equilíbrio da rede e a segurança do fornecimento. O Times Brasil – Licenciado Exclusivo CNBC, ouviu os especialistas Donato da Silva, diretor-geral da Volt Robotics, e Fernando Ramos Martins, bacharel em Física e mestre em Tecnologia Nuclear, para entender melhor tal cenário.

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Expansão rápida e perda de previsibilidade

A geração distribuída (GD), formada por milhões de painéis solares em telhados e pequenos sistemas conectados à rede, já ultrapassa 37 gigawatts (GW) de potência instalada, segundo a Aneel. Essa energia flui de forma descentralizada, sem passar pelo despacho centralizado do ONS — o que dificulta prever oscilações de oferta e demanda ao longo do dia.

Em documentos técnicos recentes, o ONS reconheceu limitações no monitoramento e na qualidade dos dados meteorológicos usados para prever a geração solar e eólica. A Nota Técnica DOP 0022/2025 registra que, na ausência de dados válidos sobre vento e irradiância, “a geração de referência é considerada nula”. Já o relatório RT DGL-ONS 0189/2025, do Grupo de Trabalho de Curtailment, aponta divergências entre os modelos informados pelos agentes e o comportamento real das usinas — o que compromete o planejamento e leva à redução forçada da produção (curtailment).

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“O desafio agora é prever, não reagir”, diz professor da Unifesp

Para o professor Fernando Ramos Martins, da Universidade Federal de São Paulo (Unifesp), o país vive um ponto de inflexão: “O ONS precisa aprimorar sua metodologia de previsão de carga. O rápido crescimento afetou a confiabilidade da previsão de carga”.

Segundo ele, antes da popularização da energia solar em telhados, a previsão de carga era baseada principalmente na temperatura, já que dias mais quentes exigem mais consumo elétrico para refrigeração. “Agora, parte significativa da eletricidade é gerada fora do radar do ONS, e isso impacta diretamente a previsibilidade do sistema”, explica.

Martins admite que a previsibilidade está comprometida, mas pondera que o operador conta com equipes experientes e qualificadas para gerenciar os riscos até que novas metodologias e modelos preditivos sejam totalmente implementados.

Dados insuficientes e necessidade de regulação

Outro ponto crítico é a ausência de dados em tempo real sobre o desempenho da mini e microgeração. “Há necessidade de aprimorar a regulamentação atual para que os sistemas passem a registrar dados e disponibilizá-los para o operador do sistema. Esses dados são importantes fontes de informação para o desenvolvimento e testes de metodologias de previsão de carga”, afirma Martins.

O professor observa que a falta de informações impede o diagnóstico preciso de oscilações e desequilíbrios no sistema. “No entanto, é possível aprimorar as metodologias atuais fazendo uso de informações indiretas como observações de grandezas meteorológicas e modelos numéricos de previsão de tempo. O uso de apenas informações indiretas não é a situação ideal, mas possibilita um ganho de confiabilidade em relação ao risco atual”, explica.

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Falhas estruturais e vulnerabilidade do sistema

A falta de precisão nos dados e o crescimento desordenado das fontes renováveis se somam a deficiências estruturais do sistema elétrico brasileiro, expostas mais uma vez pelo apagão nacional da madrugada de 14 de outubro. O incidente, causado por um incêndio em um reator da Subestação de Bateias (PR), provocou desequilíbrio instantâneo no Sistema Interligado Nacional (SIN) e interrompeu o fornecimento em várias regiões.

Segundo o engenheiro Donato Silva, diretor-geral da Volt Robotics, o episódio mostrou “fragilidades na infraestrutura elétrica nacional”. Ele explicou que, como o sistema é interligado, uma falha em um ponto pode afetar o país inteiro. “É como se o sistema tivesse um airbag. Ele atuou e evitou um colapso total. Mas, claro, ninguém quer que o airbag precise ser acionado”, comparou o engenheiro.

Silva destacou ainda que o problema não foi falta de energia, mas falha técnica em um equipamento antigo, o que evidencia a necessidade de investimentos em sensores, monitoramento de vibração e temperatura e uso de inteligência artificial para prever falhas antes que ocorram. “Nossa rede é antiga em muitos pontos. Precisamos investir em sensores, monitoramento de vibração e temperatura, e usar inteligência artificial para prever falhas antes que elas ocorram. Esse tipo de tecnologia já está disponível e pode evitar incidentes como esse”, afirmou.

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Risco de sobrecarga e apagões localizados

O rápido avanço da geração solar também cria desafios operacionais de curto prazo. Durante o dia, há excesso de energia; à noite, a produção cai bruscamente. O ONS é obrigado a compensar as variações acionando hidrelétricas ou limitando a geração de algumas plantas.

Martins alerta que “um desvio elevado na previsão de carga pode prejudicar o atendimento da demanda de energia do sistema por falta ou excesso de geração”. Ele confirma que há risco de sobrecargas e apagões localizados, especialmente em horários críticos, como o início da noite.

Investimento em tecnologia e redes inteligentes

Para enfrentar esses desafios, o especialista da Unifesp defende investimentos em redes inteligentes (smart grids), capazes de monitorar em tempo real a produção e o consumo de energia. “O Brasil tem profissionais qualificados e condições de desenvolver soluções próprias. Os problemas são solucionáveis, desde que haja investimento em tecnologia e pesquisa aplicada”, avalia.

Martins ressalta que o setor elétrico precisa de inovação regulatória para acompanhar a evolução tecnológica e o crescimento do consumo. “ A evolução tecnológica e o crescimento de consumo devido ao crescimento econômico e desenvolvimento social nos obrigam a acompanhar e rever processos e regulações. Neste momento, o setor energético requer esse olhar atento e ação para busca de soluções inovadoras”, afirma.

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Modernização e integração: o próximo passo

O consenso entre especialistas é que o avanço das fontes renováveis é irreversível, mas demanda mudanças estruturais na operação e regulação do setor. A Abeeólica reforça que o ONS deve investir na qualidade da previsão de geração eólica, especialmente no Nordeste, onde o vento é responsável por grande parte da matriz elétrica.

Hoje, o Brasil conta com mais de 31 GW de potência eólica instalados em cerca de mil parques. A adoção de modelos meteorológicos de alta resolução e o envio de dados em tempo real são vistos como medidas essenciais para evitar cortes de geração e garantir estabilidade.

Enquanto isso, o ONS trabalha na padronização das informações enviadas pelos agentes de geração, e a Aneel estuda mecanismos de integração da geração distribuída ao despacho nacional.

Como elucida Fernando Ramos Martins, a integração da geração distribuída e das fontes intermitentes exigirá não apenas tecnologia, mas uma revisão completa da arquitetura operacional e regulatória do setor elétrico brasileiro.

Maria Ferreira Santos

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