A grande quantidade de energia solar gerada no Brasil reacendeu o debate sobre o risco de blecautes, sobretudo em fins de semana e feriados, quando o consumo de eletricidade é menor. Tecnicamente, o sistema elétrico precisa operar em equilíbrio permanente: geração e consumo devem andar no mesmo nível. Qualquer excesso ou falta de energia desestabiliza a rede e eleva o risco de apagões. Edvaldo Santana, consultor do setor elétrico, ex-diretor da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) e colunista do Valor Econômico, faz o alerta. Para ele, o País pode viver um novo episódio semelhante ao ocorrido no Dia dos Pais do ano passado ainda no 1º trimestre de 2026. Em 10 de agosto, a combinação de alta geração solar com baixo consumo levou o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) a cortar praticamente toda a produção disponível e, mesmo assim, o sistema operou próximo do limite. Segundo Santana, o cenário tende a se repetir nos primeiros meses do ano, especialmente em domingos e feriados. Desde meados de dezembro, a geração solar vem superando diariamente a produção das hidrelétricas, ao mesmo tempo em que o consumo caiu a partir da segunda quinzena do mês passado, período marcado por festas e desaceleração da atividade econômica. A expansão da fonte solar transformou a matriz elétrica brasileira. O País já soma mais de 60 gigawatts de potência instalada em energia solar, sendo a maior parte oriunda da micro e minigeração distribuída, instalada em telhados e pequenos terrenos. Dados da ABGD (Associação Brasileira de Geração Distribuída) indicam que esse segmento fechou o ano com 43 GW(gigawatts) e pode chegar a 50 GW em 2026, crescimento estimado em 15%. O desafio aparece com mais força nos dias de menor consumo. Santana cita como exemplo a operação registrada em uma quinta-feira recente, quando a carga nacional foi de 91 GW por volta das 11h30. Naquele horário, a energia solar respondia por 40 GW, enquanto as hidrelétricas geravam 33 GW. Em fins de semana, a carga costuma cair para cerca de 70 GW. Se a solar produzir algo próximo de 42 GW, como ocorreu em 31 de dezembro, ela sozinha representaria cerca de 60% do consumo nacional. O problema é que parte da geração não pode ser desligada. Cerca de 7 GW são considerados inflexíveis, incluindo 2 GW de usinas nucleares e 5 GW de térmicas que operam por contratos de gás do tipo take or pay (contrato que obriga o pagamento mesmo sem uso). Com isso, sobra menos espaço para as hidrelétricas nos horários de maior insolação, elevando o risco operacional. “Neste ano, ainda no primeiro trimestre ou primeiro quadrimestre, não escaparemos de pelo menos um dia como o Dia dos Pais”, avalia Santana. Já o ex-diretor-geral do ONS, Hermes Chipp, afirma que o sistema tem condições de lidar com essas situações, adotando medidas excepcionais, como o desligamento de térmicas e a redução temporária de vazões obrigatórias em hidrelétricas. Segundo ele, o ONS e a Aneel podem lançar mão de ações emergenciais enquanto não há controle direto sobre a geração distribuída. Em dezembro, a Aneel aprovou um plano emergencial do ONS que prevê a comunicação com distribuidoras para o corte de geração conectada às redes dessas empresas. No curto e médio prazo, o estudo do Gesel-UFRJ (Grupo de Estudos do Setor Elétrico da Universidade Federal do Rio de Janeiro) defende maior flexibilidade na operação das hidrelétricas, com mudanças no modelo de remuneração para alinhar receita ao perfil horário de geração. A longo prazo, estão em análise alternativas como novas linhas de transmissão, gestão descentralizada das redes e a adoção de sistemas de armazenamento. O primeiro leilão de baterias do País está previsto para 2026. No contexto regional, Mato Grosso do Sul acelera sua participação na geração solar. Em novembro de 2025, o governo estadual anunciou a implantação de três megausinas fotovoltaicas em Campo Grande, Paranaíba e Paraíso das Águas, com investimento de R$ 5,12 bilhões. Juntas, elas têm potencial para suprir até 63% do consumo atual de energia do estado. Com informações do Valor Econômico.
