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O sistema elétrico brasileiro está entrando numa fase em que produzir eletricidade suficiente deixa de ser a única preocupação. Solar e eólica podem entregar grandes volumes de energia em determinados horários, enquanto algumas horas depois o sistema precisa encontrar recursos capazes de responder rapidamente à queda dessa geração. O resultado é uma mudança de lógica. Energia, potência, disponibilidade e flexibilidade passam a ter valores diferentes. Em setembro de 2026, a EPE estimou que apenas a Resposta da Demanda poderia oferecer 8,8 GW de potencial no cenário de referência. É um sinal de que consumidores, baterias e outros recursos flexíveis começam a participar de um mercado que durante décadas foi organizado principalmente em torno das usinas.
O ONS projeta que o curtailment, a redução forçada de geração, continuará concentrado no período diurno entre 2026 e 2029 e poderá superar 40 a 50 GW em cenários críticos de fins de semana e feriados. Em março de 2026, o Leilão de Reserva de Capacidade contratou cerca de 19 GW de potência e incorporou requisitos de flexibilidade. Em setembro, a EPE estimou 8,8 GW de potencial técnico-econômico de Resposta da Demanda considerando indústria e cogeração, numa faixa entre 5,9 GW e 13,1 GW conforme o cenário. O potencial não representa capacidade já contratada. Ele mostra quanto consumo e cogeração poderiam participar do equilíbrio do sistema se regras, preços e mecanismos de contratação permitirem.
O Brasil está entrando numa fase em que pode sobrar energia e faltar potência
Parece contraditório, mas é possível ter muita eletricidade disponível ao longo de determinado período e, ainda assim, precisar contratar recursos adicionais para garantir o atendimento em horas específicas.
A diferença está entre energia e potência.
Energia mede quanto foi produzido ou consumido ao longo do tempo. Potência representa quanto o sistema consegue entregar em determinado instante.
Uma usina solar pode produzir enorme quantidade de energia durante o ano e não oferecer praticamente nada depois que o sol desaparece. Se o consumo continuar elevado nesse momento, outra fonte ou recurso precisa assumir rapidamente.
É essa diferença que começa a modificar a estrutura econômica do sistema elétrico.
Solar produz muito quando o sistema nem sempre precisa
O Brasil ampliou rapidamente a geração fotovoltaica centralizada e, ao mesmo tempo, instalou milhões de sistemas de micro e minigeração distribuída.
Durante horas de forte insolação, as duas formas de geração atuam simultaneamente.
A geração distribuída possui uma característica particularmente importante para o operador. Quando residências e empresas produzem parte da própria eletricidade, elas retiram menos energia da rede. Para o ONS, isso aparece como redução da carga supervisionada.
Enquanto isso, grandes parques solares continuam produzindo.
Em dias de carga reduzida, especialmente fins de semana e feriados, pode simplesmente existir mais geração variável disponível do que o sistema consegue utilizar naquele momento mantendo equilíbrio e segurança.
Quando o sol cai, o problema muda
Algumas horas depois acontece o movimento contrário.
A produção fotovoltaica cai rapidamente no final da tarde. Residências começam a consumir mais. Iluminação, climatização e outros equipamentos permanecem ligados.
A carga líquida que precisa ser atendida pelo restante do sistema aumenta.
O desafio deixa de ser reduzir geração e passa a ser encontrar recursos capazes de elevar rapidamente sua contribuição.
Essa mudança em poucas horas é uma das razões pelas quais flexibilidade passou a ocupar espaço cada vez maior no planejamento.
Energia, potência e flexibilidade não são a mesma coisa
Energia é a quantidade produzida ou consumida ao longo do tempo.
Potência é a capacidade de entregar ou consumir energia em determinado instante.
Flexibilidade é a capacidade de mudar rapidamente geração, armazenamento ou consumo conforme a necessidade do sistema.
Disponibilidade é a garantia de que determinado recurso estará apto a responder quando for chamado.
Esses atributos podem existir em combinações diferentes.
Uma fonte pode produzir energia barata durante muitas horas, mas oferecer pouca capacidade de resposta sob comando. Outra pode operar poucas horas por ano e ainda ser valiosa porque permanece disponível justamente nos momentos críticos.
O desafio econômico é remunerar cada recurso pelo serviço que efetivamente entrega.
Por que o curtailment virou estrutural
O PAR/PEL 2025 do ONS trata o crescimento das restrições de geração como uma característica estrutural do horizonte de 2026 a 2029.
As projeções mostram concentração principalmente entre 9h e 16h, justamente quando a geração solar centralizada e a MMGD estão fortemente presentes.
Nos cenários mais críticos, os cortes podem ultrapassar 40 a 50 GW, especialmente em fins de semana e feriados.
Isso não significa que o Brasil esteja cortando 50 GW diariamente. São situações extremas dentro dos cenários estudados pelo operador.
A diferença é importante porque números máximos de planejamento não devem ser apresentados como se fossem a operação típica de todos os dias.
Cortar geração nem sempre significa falta de transmissão
Outra simplificação comum é tratar todo curtailment como consequência de linhas insuficientes.
Limitações de transmissão realmente podem exigir redução de geração. Mas o ONS também identifica restrições associadas à confiabilidade elétrica e ao próprio equilíbrio energético.
Se existe mais energia disponível do que carga capaz de consumi-la e não há armazenamento ou possibilidade suficiente de transferi-la para outra região, alguma geração precisa ser reduzida.
Construir linhas adicionais pode resolver determinados gargalos. Não cria automaticamente consumo para todo excedente simultâneo do sistema.
A geração distribuída mudou a curva de carga
Durante décadas, o operador conseguia observar de maneira mais direta grande parte da relação entre produção e consumo.
A geração distribuída alterou essa fotografia.
Quando milhões de painéis solares instalados atrás do medidor produzem energia, o consumidor retira menos eletricidade da rede. O ONS observa uma carga líquida menor justamente no período de maior produção solar.
Isso aprofunda o vale de consumo supervisionado durante o dia e aumenta a diferença em relação às horas seguintes.
O resultado não é apenas menos consumo de energia das grandes usinas. É uma curva operacional diferente.
O mercado antigo pagava principalmente pela energia
Num sistema em que grandes hidrelétricas com reservatórios tinham participação dominante, parte da flexibilidade estava embutida na própria arquitetura.
Água armazenada no reservatório representa energia que pode ser utilizada posteriormente. A geração pode ser ajustada dentro dos limites técnicos da usina conforme a necessidade.
Com mais fontes variáveis, atributos que antes estavam disponíveis dentro de grandes blocos de geração precisam ser identificados e valorizados separadamente.
Uma usina necessária durante poucas horas críticas pode ter dificuldade para recuperar seus custos apenas vendendo energia durante essas horas. É daí que surgem discussões sobre mecanismos de capacidade e o chamado problema de receita insuficiente, frequentemente tratado no setor pela expressão inglesa missing money.
Agora o sistema também precisa comprar disponibilidade
O Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência de 2026 representa uma parte dessa mudança.
Realizado em março, o certame principal contratou aproximadamente 19 GW de potência.
A EPE destacou que o desenho introduziu uma lógica contratual baseada em potência com requisitos de flexibilidade, em vez de tratar o resultado simplesmente como compra de energia.
Isso significa que os 19 GW não devem ser interpretados como geração contínua adicional despejada no sistema durante todas as horas do ano.
O produto contratado está relacionado à capacidade de oferecer potência quando o sistema precisar dela, seguindo requisitos definidos nos contratos.
Resposta da Demanda pode funcionar como uma usina que não existe
Existe outra maneira de equilibrar oferta e consumo sem necessariamente ligar uma nova usina.
Reduzir temporariamente o consumo produz, para o equilíbrio instantâneo do sistema, efeito semelhante ao de aumentar a geração.
É essa a lógica da Resposta da Demanda.
Um grande consumidor pode aceitar reduzir ou deslocar voluntariamente parte de sua carga em troca de remuneração. Em vez de consumir 100 MW durante determinado período crítico, por exemplo, pode reduzir para 80 MW durante algumas horas e recuperar parte da produção posteriormente, quando seu processo permitir.
Os 20 MW liberados deixam de precisar ser fornecidos naquele instante.
A EPE estima 8,8 GW de potencial
Em 18 de setembro de 2026, a EPE publicou uma nova avaliação do potencial brasileiro de Resposta da Demanda.
No cenário de referência, considerando indústria e cogeração, a estimativa chega a 8,8 GW. A faixa varia de 5,9 GW no cenário conservador a 13,1 GW no otimista.
Cerca de 4,1 GW do cenário de referência estão associados a segmentos eletrointensivos como aço, alumínio, alumina, cimento, cloro, papel, ferroligas e data centers. O restante está relacionado à cogeração a partir de recursos como bagaço de cana, resíduos de madeira, biogás e gases de processo.
O tamanho chama atenção, mas precisa ser interpretado corretamente.
Os 8,8 GW são potencial estimado. Não representam capacidade já contratada e pronta para ser acionada pelo ONS.
O Brasil utiliza apenas uma pequena parte desse potencial
A própria EPE compara a estimativa com o que efetivamente está contratado.
Segundo o estudo, a capacidade contratada atualmente corresponde a cerca de 0,3% do recorde de demanda instantânea do SIN.
A faixa de potencial calculada pela empresa representa entre 5,6% e 12,4% desse pico, dependendo do cenário.
A distância sugere que o principal gargalo não é simplesmente encontrar consumidores tecnicamente capazes de mudar seu comportamento.
Preço, regras de participação, duração dos eventos, previsibilidade, medição e risco operacional determinam se essa capacidade potencial realmente entra no mercado.
Consumir na hora certa também pode ser infraestrutura
A ideia parece estranha porque consumidores normalmente são tratados como destino final da eletricidade.
Num sistema mais flexível, eles também podem participar da operação.
Uma indústria capaz de deslocar determinado processo para outro horário pode ajudar a reduzir a demanda durante um período crítico. Um sistema de refrigeração pode possuir alguma inércia térmica. Data centers podem ter cargas e sistemas auxiliares com diferentes graus de gerenciamento.
Isso não significa que qualquer consumidor possa simplesmente desligar quando o operador pedir.
Processos industriais possuem limites. Interromper produção pode custar mais do que o benefício oferecido pelo mercado. Algumas cargas não podem ser deslocadas sem comprometer segurança ou qualidade.
Resposta da Demanda só funciona quando a remuneração compensa o custo real da flexibilidade.
Medir a redução é uma parte difícil
Existe ainda uma questão aparentemente simples: como provar que o consumidor reduziu o que prometeu?
É necessário construir uma linha de base, uma estimativa do que teria sido consumido se o evento de Resposta da Demanda não tivesse acontecido.
Depois, o consumo efetivamente medido é comparado com essa referência.
Se a metodologia for ruim, o sistema pode remunerar uma redução que aconteceria de qualquer maneira.
Por isso, medição, verificação e desenho da linha de base são componentes econômicos importantes, não detalhes burocráticos.
Consumir mais também pode ajudar em determinados horários
Flexibilidade não precisa funcionar apenas no sentido de reduzir carga.
Quando existe grande excedente renovável no meio do dia, pode ser interessante deslocar determinados consumos justamente para esse período.
Processos industriais flexíveis, carregamento de baterias e outras cargas controláveis podem aproveitar horários de maior disponibilidade.
Isso transforma a pergunta. Em vez de apenas "como reduzir o consumo?", o sistema começa a perguntar "quando vale a pena consumir?".
Sinais tarifários e preços horários podem ajudar a coordenar esse comportamento.
Baterias entram entre geração e demanda
Armazenamento oferece outra forma de deslocamento.
Uma bateria pode absorver energia durante um período de abundância e devolvê-la posteriormente, quando a geração solar cair ou o sistema precisar de potência adicional.
O Brasil já prepara mecanismos específicos para essa tecnologia. Em 2026, os leilões de reserva de capacidade para armazenamento estabeleceram requisitos técnicos para sistemas de baterias com início de operação previsto a partir de agosto de 2028.
O interesse do mercado foi enorme. A EPE registrou 6.091 projetos cadastrados, somando quase 297 GW de potência.
Cadastro, porém, não significa construção. O volume mostra interesse empresarial, não centenas de gigawatts de baterias confirmadas para o sistema.
Armazenamento também precisa estar no lugar certo
Baterias não possuem o mesmo valor em qualquer ponto da rede.
Um sistema instalado numa região com restrições pode aliviar necessidades diferentes de outro localizado onde existe ampla capacidade de transmissão.
Essa característica levou o planejamento brasileiro a incorporar sinais locacionais nos mecanismos relacionados ao armazenamento.
O mesmo raciocínio vale para geração e consumo.
Num sistema com gargalos regionais, saber quanto um recurso oferece é apenas metade da pergunta. Também é necessário saber onde ele está.
Novas regras não resolvem obra atrasada
Um mercado mais sofisticado consegue criar sinais econômicos melhores. Não consegue fabricar instantaneamente turbinas, transformadores, baterias, linhas ou gasodutos.
Projetos vencedores de leilões ainda precisam cumprir cronogramas físicos.
Financiamento, juros, licenciamento, equipamentos importados, cadeia de suprimentos, conexão à rede e obras civis continuam capazes de produzir atrasos.
Isso significa que segurança energética depende de duas coisas funcionando simultaneamente.
O mercado precisa contratar os recursos corretos. A engenharia precisa entregá-los no prazo.
Flexibilidade não pertence a uma única tecnologia
Uma das consequências mais interessantes dessa transformação é que diferentes soluções começam a disputar a capacidade de resolver o mesmo problema.
Uma termelétrica pode oferecer potência despachável. Uma hidrelétrica pode ajustar geração. Uma bateria pode deslocar energia entre horários. Um consumidor pode reduzir carga. Intercâmbios regionais podem transportar eletricidade de uma área para outra.
O melhor recurso depende do problema, localização, duração e custo.
Uma necessidade de alguns minutos não é igual a um déficit que dura oito horas. Um gargalo local não é igual a uma necessidade nacional de potência. Um excesso diário de energia solar não é resolvido necessariamente pela mesma tecnologia utilizada para uma sequência de dias com pouca geração renovável.
O mercado elétrico começa a comprar serviços, não apenas megawatts-hora
Essa talvez seja a mudança mais importante.
Durante muito tempo, a discussão pública sobre eletricidade foi resumida a construir usinas e produzir megawatts-hora suficientes.
Um sistema com grande participação de fontes variáveis exige olhar para outros atributos.
Quem consegue responder rápido? Quem permanece disponível? Quem consegue armazenar? Quem pode consumir depois? Quem consegue sustentar o sistema durante uma rampa? Em qual região esse recurso está?
Quando essas características passam a ter valor econômico próprio, o mercado começa a refletir melhor o funcionamento físico da rede.
Segurança energética depende do mercado e da engenharia
O Brasil possui uma vantagem importante. Hidrelétricas e a integração nacional oferecem recursos de flexibilidade que muitos sistemas elétricos não possuem na mesma escala.
Mas o crescimento acelerado da geração solar, da MMGD e da eólica muda a operação mais rápido do que simplesmente adicionar novas usinas resolve.
O diagnóstico do ONS sobre curtailment, o LRCAP de 2026, os futuros mecanismos de armazenamento e a nova estimativa de 8,8 GW de Resposta da Demanda apontam na mesma direção.
A transição energética está entrando numa etapa em que a pergunta deixa de ser apenas de onde virá a eletricidade.
Também importa saber quem consegue mudar seu comportamento quando o sistema precisa.
A transição energética muda mais do que a fonte que produz eletricidade. Quando uma parcela crescente da geração depende do horário do sol e das condições do vento, o sistema precisa passar a valorizar coisas que antes estavam escondidas dentro das grandes hidrelétricas e termelétricas. Disponibilidade. Rapidez. Reserva. Capacidade de esperar. Capacidade de consumir em outra hora. Nesse cenário, uma bateria pode prestar um serviço tão importante quanto uma usina. E um consumidor disposto a adiar alguns megawatts pode ser mais barato do que construir nova geração para poucas horas do ano. O desafio brasileiro já não é simplesmente colocar mais renováveis na rede. É construir um mercado em que cada recurso seja pago pelo problema que realmente ajuda a resolver.
Fontes consultadas
EPE — Potencial de 8,8 GW de Resposta da Demanda e recomendações para o mercado
ONS — PAR/PEL 2025 e projeções de curtailment para 2026–2029
EPE — Leilão de Reserva de Capacidade de 2026
EPE — Leilão de Reserva de Capacidade para armazenamento em 2026
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