Por Leonardo Euler de Morais* e Lorena Cantalice Grünewald**

Daniel Kahneman, psicólogo pioneiro e vencedor do Prêmio Nobel de Economia, demonstrou que sistemas complexos frequentemente induzem interpretações intuitivas, porém incorretas, sobre relações de causa e efeito.

O debate atual sobre segurança e desafios operativos do setor elétrico brasileiro parece dialogar com o aludido fenômeno. Cresce uma narrativa de que a expansão das fontes renováveis – todas as suas modalidades inseridas no mesmo balaio – seria responsável pelos desafios enfrentados pela operação do Sistema Interligado Nacional (SIN). Essa interpretação, ainda que intuitiva, aplicada indistintamente ignora aspectos fundamentais da transformação recente da matriz elétrica brasileira.

Durante muito tempo, o debate do setor elétrico brasileiro esteve centrado no binômio segurança de suprimento e diversificação da matriz. A evolução dessa agenda levou a um consenso técnico relevante: ampliar a participação de fontes renováveis não apenas reduz custos, como aumenta a resiliência do sistema ao mitigar a dependência hidrológica.

As crises hídricas de 2001 e de 2021 são emblemáticas nesse sentido. Em 2001, a elevada dependência da geração hidrelétrica, combinada a um regime hidrológico desfavorável e à insuficiente diversificação da matriz, expôs a vulnerabilidade estrutural do sistema, culminando em racionamento. Duas décadas depois, em 2021, novamente sob condições de escassez hídrica, o sistema já apresentava maior diversificação, e a geração eólica, em particular, desempenhou papel decisivo na mitigação do risco de desabastecimento, consolidando-se como um dos pilares estruturais da segurança energética brasileira. Esses episódios ilustram, de forma concreta, a complementaridade que será retomada adiante na análise da evolução recente da matriz.

No entanto, à medida que o setor elétrico brasileiro prossegue para um estágio mais complexo – em que temas como flexibilidade operativa, capacidade de resposta e potência ganham centralidade – vem se consolidando um diagnóstico simplista e desprovido de maior lastro técnico: o de que as fontes renováveis, de modo geral, seriam responsáveis, em função de sua intermitência, pelos desafios atuais de segurança operativa.

É inegável que a crescente participação das fontes renováveis modifica o perfil de operação do sistema e impõe novos desafios associados à variabilidade da geração. Contudo, atribuir, de forma indistinta e sem uma reflexão mais detida, às renováveis e suas diferentes modalidades de geração o elemento causal dos problemas de segurança operativa não apenas carece de fundamentação técnica, como também revela uma leitura incompleta da dinâmica do sistema elétrico – profundamente alterada nos últimos 5 anos.

A causa-raiz do desafio operacional: expansão acelerada e desordenada da MMGD

Conquanto a expansão das renováveis centralizadas imponha novos requisitos de flexibilidade ao sistema, os desafios atualmente observados no Brasil decorrem predominantemente da rápida expansão da Micro e Minigeração Distribuída (MMGD). Em outros termos, o vetor de complexidade operativa no Brasil reside fundamentalmente no fenômeno do crescimento exponencial e descoordenado da MMGD.

Não por acaso o Operador Nacional do Sistema (ONS) aponta em seu estudo PAR/PEL 2025 (Plano da Operação Elétrica de Médio Prazo do SIN) que “a rápida expansão da MMGD (...) vem provendo uma transformação estrutural na operação do SIN ao reduzir a demanda supervisionada mínima, aumentar a rampa intradiária necessária para atendimento da ponta da carga e ampliar a ocorrência de fluxo reverso de potência ativa nas transformações de fronteira. Embora a MMGD seja um vetor relevante da transição energética, sua difusão acelerada tem elevado a complexidade operativa, exigindo maior flexibilidade, reforço do controle rápido de tensão e coordenação do despacho de usinas síncronas para garantia dos serviços essenciais.”

A MMGD já ultrapassa 40 GW de capacidade instalada, consolidando-se como a segunda maior fonte de geração do país. Mais relevante, porém, é a velocidade dessa expansão: enquanto a geração renovável centralizada, tanto eólica quanto solar, levou décadas para atingir patamares mais representativos na matriz, a geração distribuída o fez em apenas sete anos, com taxa média de crescimento da ordem de 72% ao ano.

Essa expansão acelerada – fortemente impulsionada por subsídios cruzados, transferências regressivas e distorções tarifárias – tem efeitos diretos sobre a operação do sistema.

Primeiro, a MMGD reduz significativamente a chamada carga líquida (demanda efetivamente atendida pelas usinas centralizadas), especialmente em horários de elevada irradiação solar.

Segundo, por não ser despachável nem plenamente controlável em tempo real, a MMGD limita a capacidade de atuação do operador do sistema, reduzindo a margem de manobra para garantir estabilidade e segurança.

Terceiro, sua concentração intradiária – com geração intensa ao meio-dia e ausência de produção na ponta – acentua o fenômeno da “curva do pato”, ampliando a necessidade de rampas abruptas de geração no final da tarde.

Esse conjunto de fatores aumenta a ocorrência de cortes de geração (curtailment), compromete a eficiência econômica do sistema e eleva os riscos operativos – não em função da intermitência das renováveis centralizadas, mas da inversão do fluxo de potência na transmissão e na distribuição.

Convém explicitar, adicionalmente, que a ocorrência de curtailment não decorre exclusivamente de limitações na coordenação da oferta, mas reflete um quadro estrutural de sobreoferta em determinados períodos do dia, muitas vezes, quando a geração supera a demanda, quadro agravado justamente pela crescente participação da MMGD.

O evento de blecaute ocorrido no Brasil em agosto de 2023, por exemplo, deixou claro que a instabilidade não foi causada pelo excesso de geração eólica ou solar – frequentemente lembradas como fontes intermitentes –, nem por limitações de equipamentos ou da tecnologia em si. O que ocorreu, na prática, foi um descasamento entre os modelos de simulação das usinas e a realidade. Alguns modelos entregues por agentes do mercado eram irreais, superestimados, levando o ONS a operar em um ponto que não era estável. É importante destacar que essa imprecisão, isoladamente, não necessariamente teria provocado o evento, mas combinada à falha em uma linha de transmissão, acabou gerando o desfecho observado.

Trata-se, portanto, de um problema de modelagem, validação e controle, e não de limitação tecnológica das renováveis centralizadas.

O equívoco conceitual: tratar todas as intermitências como iguais

Outro fator de imprecisão reside na generalização indevida do conceito de intermitência. Embora frequentemente agrupadas de forma indistinta, diferentes fontes renováveis possuem perfis operacionais profundamente distintos e impactos igualmente diversos sobre o sistema elétrico.

A geração eólica, por exemplo, apresenta características que a qualificam como ativo de segurança de suprimento. Sua produção tende a crescer justamente no período de transição entre o final da tarde e o início da noite – momento crítico em que a geração solar declina abruptamente e a demanda atinge seu pico. Evidências empíricas mostram que a geração eólica no Brasil aumenta, em média, 22% entre 16h e 19h, alinhando-se de forma eficiente à curva de carga do sistema.

Além disso, sua complementaridade estrutural com a geração hidrelétrica é amplamente documentada e se tornou ainda mais relevante à luz da evolução recente da matriz elétrica brasileira. A crise energética de 2001 evidenciou a vulnerabilidade de um sistema fortemente dependente da geração hídrica, impulsionando um processo de diversificação que reduziu a participação das hidrelétricas de cerca de 83% para 40% da capacidade instalada até 2024, ao mesmo tempo em que elevou a participação da fonte eólica de praticamente zero para mais de 14% no mesmo período.

Nesse novo contexto, durante períodos secos –quando os reservatórios operam sob maior restrição – as a chamada “safra dos ventos” eleva a produção eólica, funcionando como um hedge operacional frente à variabilidade climática. Esse papel ficou particularmente evidente na escassez hídrica de 2021, quando a geração eólica contribuiu de forma decisiva para mitigar riscos de desabastecimento.

Então mais do que complementar, a eólica passou a desempenhar função central na segurança de suprimento. Mais do que isso, a evolução tecnológica dos aerogeradores permite que a fonte contribua ativamente para a estabilidade do sistema por meio de serviços ancilares, como controle de tensão, suporte de frequência e emulação de inércia (provisão de inércia sintética).

Diante desses atributos, imputar à geração eólica – ou às renováveis centralizadas – a responsabilidade pelos desafios de confiabilidade revela não apenas um diagnóstico equivocado, mas também uma leitura superficial da operação do SIN.

Quando o diagnóstico está errado, a solução também estará

A persistência da narrativa que atribui às renováveis centralizadas os desafios de segurança operativa pode produzir consequências graves. Ao desviar o foco da causa-raiz do problema – a expansão desordenada da MMGD e a ausência de sinais econômicos adequados – corre-se o risco de adotar medidas regulatórias que penalizem ativos que têm contribuído para a confiabilidade do sistema e a segurança de suprimento. Fato é que o desenho regulatório não foi adaptado à nova realidade: o preço da energia consumida deveria estar desvinculado daquele da energia injetada, com sinais horários e locacionais apoiados em medição inteligente.

Esse erro de diagnóstico pode comprometer a expansão verde da matriz elétrica brasileira, afastando investimentos em fontes renováveis competitivas, escaláveis e tecnicamente robustas. Para além disso, pode induzir decisões subótimas, como a priorização de soluções mais custosas, menos eficientes ou mais intensivas em carbono – em clara contradição com os objetivos da transição energética.

Ou seja, os efeitos das medidas decorrentes podem acabar por comprometer uma das principais vantagens comparativas que o Brasil dispõe para atrair vetores eletrointensivos, protagonizar a transição energética e promover uma reindustrialização em bases verdes.

O rigor técnico como condição para a transição energética

O debate sobre segurança operativa e flexibilidade no setor elétrico brasileiro é legítimo – e urgente. Mas precisa ser conduzido com rigor técnico, honestidade intelectual e aderência à realidade dos dados. Sistemas elétricos são planejados com base em evidências técnicas e não em narrativas simplificadoras.

Atribuir à intermitência das renováveis centralizadas a responsabilidade pelos desafios atuais do sistema não resiste à análise factual. O verdadeiro desafio está na coordenação da expansão da matriz, no desenho de sinais econômicos adequados e na construção de um arcabouço jurídico-regulatório que trate de forma isonômica todas as fontes e modalidades, bem como na capacidade de desenvolver e coordenar recursos sistêmicos de flexibilidade: aspecto central para a operação do sistema.

Nesse contexto, a forma como essas necessidades são atendidas — especialmente por meio das tecnologias escolhidas — torna-se determinante. Usinas térmicas com baixa flexibilidade operacional, por exemplo, podem permanecer em funcionamento mesmo em horários de sobreoferta, elevando os níveis de curtailment e aumentando o custo da energia. Isso pressiona o sistema e reduz a eficiência do despacho, especialmente quando há disponibilidade de fontes renováveis com custo marginal zero.

No que tange à infraestrutura, de maneira mais ampla, a história mostra que sistemas complexos raramente falham pelos motivos mais visíveis. No caso brasileiro, o desafio central não está simplesmente na expansão das fontes renováveis, mas na forma como diferentes tecnologias, incentivos e sinais econômicos interagem dentro de um sistema cada vez mais dinâmico. Se o diagnóstico estiver errado, as políticas também estarão. E, em energia, os custos de corrigir um erro regulatório costumam ser muito superiores aos custos de evitá-lo.

* Leonardo Euler de Morais é vice-presidente de Relações Institucionais e Governamentais para América Latina. Preside o Conselho Eólico da Abimaq (Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos) e integra o Conselho de Administração da ABEEólica (Associação Brasileira de Energia Eólica e Novas Tecnologias). Foi Presidente da ANATEL (Agência Nacional de Telecomunicações).

** Lorena Cantalice Grünewald é Especialista em Inteligência de Mercado e Estratégia para a América Latina. Graduada em Comunicação e Marketing, com formação interdisciplinar em Administração na França e MBA em Gestão de Negócios com foco no Setor Elétrico Brasileiro.