Abel Holtz e Carlos Alberto Schoeps

O desafio central do sistema elétrico brasileiro em 2026 não é “falta de energia no agregado”, e sim descasamento horário entre oferta e demanda. A expansão acelerada de eólica e, sobretudo, solar, incluindo a geração distribuída, está concentrando a oferta em janelas específicas, principalmente no meio do dia e na madrugada, enquanto a carga mantém seus picos no fim da tarde/noite. O resultado é uma rede que, em vários momentos, convive com excedentes simultâneos (curtailment, restrições operativas, despacho hidráulico mínimo, exportação limitada) e, poucas horas depois, com necessidade de potência e flexibilidade para acompanhar rampas abruptas de carga quando a geração solar cai. Ou seja: o problema não é “quantidade acumulada de MWh ao longo do mês”, mas a capacidade do sistema de entregar MW no horário certo, com estabilidade e segurança.

Essa assimetria fica mais complexa porque parcela relevante da nova oferta vem de GD, que não é despachada pelo ONS e responde a condições climáticas e decisões individuais, reduzindo a previsibilidade operacional. Em períodos de baixa carga e alta produção solar, a GD pode empurrar o sistema para condições de excedente e tensão/fluxos reversos; quando a carga sobe e o sol se põe, o sistema precisa reagir com recursos que entreguem potência rapidamente: hidrelétricas com capacidade de rampa, térmicas flexíveis, armazenamento e serviços ancilares. É por isso que, apesar de não se enxergar um racionamento, como ocorreu em 2001, pois o parque gerador é mais diversificado e há mais térmicas, o risco relevante passa a ser eventos de estresse horário: picos de preço, despacho fora do mérito, restrições elétricas e aumento de custos sistêmicos para manter a confiabilidade.

A agenda técnica-regulatória para essa nova realidade é clara: migrar de uma lógica centrada em energia para uma lógica centrada em flexibilidade. Isso envolve: aprimorar o planejamento e a operação para rampas e atendimento de potência; ampliar soluções de armazenamento e de grid-forming/controle de tensão; induzir resposta da demanda e tarifação horária que desloque consumo para períodos de excedente; reforçar capacidade de controle e acompanhamento da GD (medição, telemetria, regras de conexão e participação em serviços sistêmicos).

Medidas como planos de gestão de excedentes ajudam a administrar a crise no curto prazo, mas o ganho estrutural virá de alinhar incentivos e investimentos ao ponto correto: o horário do balanço consumo × oferta, e não apenas o volume acumulado de energia no tempo. Isso muda, inclusive, o modo como o setor deveria pensar a expansão: por décadas, a contratação esteve ancorada principalmente na garantia física (GF) como métrica de lastro de energia. Essa métrica é essencial, mas insuficiente na matriz atual, em que o sistema sofre mais com rampas, potência e flexibilidade do que com escassez de MWh médios. Em outras palavras, ter “energia” contratada não garante que ela esteja disponível quando o sistema precisa, nem que seja “entregável” com estabilidade.

Por isso, a contratação de novas usinas precisa evoluir para incorporar, de forma explícita, pesos e requisitos associados à capacidade de despacho e controlabilidade pelo ONS. O atributo econômico que passa a valer mais é a capacidade de fornecer MW no horário crítico, responder rapidamente a variações, prestar serviços ancilares (controle de tensão, reserva girante, inércia sintética, black start) e operar de modo coordenado com restrições elétricas reais do sistema. Recursos não controláveis (ou de baixa previsibilidade) tem seu valor sistêmico dependente de estarem acoplados a mecanismos de flexibilidade: armazenamento, híbridos, contratos com obrigação de entrega horária e/ou compromissos operativos que reduzam a imprevisibilidade para o operador.