O Brasil deverá ter energia suficiente para atender ao crescimento do consumo até 2030. Mas isso não significa que o sistema elétrico estará livre de riscos. O problema, segundo o ONS (Operador Nacional do Sistema), estará principalmente nos horários de maior demanda, quando será necessário entregar muita energia em pouco tempo.
Essa é uma das principais conclusões do Plano da Operação Energética 2026-2030 (PEN 2026). O estudo olha para os próximos cinco anos e mostra que o desafio do setor está mudando.
No cenário de referência, o país consegue atender aos critérios de suprimento de energia. Em termos simples, haverá geração suficiente para cobrir o consumo ao longo dos meses e dos anos.
Quando a análise passa para o atendimento de potência, o cenário muda. Nesse caso, o que importa não é apenas quanto o sistema consegue gerar, mas se ele terá recursos disponíveis exatamente no momento em que o consumo atingir seu pico.
E é aí que aparece o alerta: os critérios de suprimento de potência são violados a partir de 2027.
O Brasil pode, portanto, ter sobra de energia renovável em determinados momentos do dia e, algumas horas depois, enfrentar dificuldades para atender à demanda. Parece contraditório, mas já é uma situação que faz parte da rotina de operação do sistema.
O desafio não é apenas produzir energia
A expansão das fontes eólica e solar mudou bastante o perfil do SIN. Durante o dia, a geração solar cresce e reduz a necessidade de produção das hidrelétricas e termelétricas. No fim da tarde, porém, essa geração cai rapidamente, enquanto o consumo continua elevado.
Nesse intervalo, outras fontes precisam aumentar a produção em pouco tempo. Quanto mais energia solar entra na matriz, maior tende a ser essa rampa.
A fonte eólica também traz variações. Ela pode produzir bastante em alguns períodos e muito pouco em outros, dependendo das condições dos ventos. Quando uma demanda elevada coincide com baixa geração eólica, o operador precisa encontrar outras fontes para fechar a conta.
Por enquanto, esse trabalho recai principalmente sobre as hidrelétricas. São elas que aumentam ou reduzem a geração ao longo do dia para compensar as mudanças na carga e na produção renovável.
O ONS aponta que esse esforço cresceu de forma mais clara a partir de 2022, acompanhando a expansão da geração solar. A tendência é que continue aumentando.
Para 2030, a estimativa é que a parcela flexível das fontes despacháveis consiga atender a apenas cerca de 25% da carga. Isso ajuda a explicar por que o sistema precisará de novas soluções de flexibilidade, e não apenas de mais usinas.
Solar e geração distribuída terão peso cada vez maior
A micro e minigeração distribuída já representava 18,1% da capacidade instalada do país em dezembro de 2025. Com esse resultado, tornou-se a segunda maior fonte da matriz elétrica em potência.
Até 2030, a geração solar centralizada e a MMGD deverão responder, juntas, por 31,7% da capacidade instalada. O volume será equivalente a 88% da potência das hidrelétricas.
Esse crescimento tem um lado positivo evidente: aumenta a participação das fontes renováveis e amplia a geração próxima dos centros de consumo. Ao mesmo tempo, torna a operação mais complexa.
Diferentemente das grandes usinas, os milhões de sistemas de geração distribuída não estão sob o controle direto do ONS. O operador consegue prever parte dessa produção, mas ainda não possui meios para controlá-la de forma coordenada.
Por isso, uma das recomendações do PEN é avançar na discussão sobre a controlabilidade da geração distribuída. O assunto é complexo, mas ganhou importância diante dos excedentes de energia registrados principalmente no meio do dia.
Cortes de renováveis continuarão acontecendo
Essa sobreoferta aparece diretamente nas projeções de curtailment, nome dado aos cortes de geração determinados pelo ONS.
Esses cortes ocorrem quando há mais energia disponível do que o sistema consegue consumir ou transportar. Também podem ser necessários para preservar a segurança da rede.
De acordo com o PEN 2026, o curtailment total médio deverá permanecer entre 2 GW e 3 GW nos próximos anos. Os maiores volumes devem aparecer entre agosto e outubro, período conhecido pela maior produção eólica.
A frequência tende a cair, mas continuará elevada. Os cortes devem ocorrer em 19% das horas de 2027 e em 14% das horas de 2030.
O período mais crítico será entre 7h e 15h, principalmente aos domingos, quando o consumo costuma ser menor. Pela manhã, os cortes estão mais associados à combinação de carga baixa com geração eólica elevada. Perto do meio-dia, entra também o peso da geração solar centralizada e distribuída.
Nos cenários mais extremos, o corte de geração pode chegar a 40 GW. É um volume muito alto, embora não represente a média esperada para todo o período.
Há ainda uma ressalva importante: o ONS considera que os números apresentados funcionam como um limite inferior para o curtailment. Ou seja, dependendo das condições reais do sistema, os cortes podem ser maiores.
Na prática, o SIN terá que administrar duas situações diferentes no mesmo dia. Durante a manhã e à tarde, a geração solar pode ser tão elevada que o operador terá de reduzir a produção de algumas usinas. No início da noite, quando o sol desaparece e o consumo continua alto, será necessário aumentar rapidamente a geração de outras fontes.
Esse movimento exige potência e flexibilidade. Não basta olhar para o volume total de energia disponível no mês.
O problema fica mais evidente nas projeções para setembro de 2027. Sete dos oito cenários analisados pelo ONS mostram risco de esgotamento dos recursos de geração ou transmissão para o atendimento da ponta.
Em algumas simulações, o Sudeste/Centro-Oeste fica sem recursos adicionais, enquanto ainda existem sobras no Nordeste. A energia está disponível, mas não consegue chegar aonde é necessária por causa dos limites de intercâmbio entre os subsistemas.
Esse ponto ajuda a mostrar que o desafio não será resolvido apenas com a construção de novas usinas. Também será necessário ampliar a transmissão e observar onde cada novo empreendimento será instalado.
Térmicas ainda terão papel importante
Mesmo com o crescimento das fontes renováveis, as termelétricas continuarão importantes para a segurança do sistema.
Nos cenários em que o período úmido de 2026-2027 apresenta chuvas ruins ou termina mais cedo, o despacho térmico começa a subir a partir de março de 2027. No fim daquele ano, a geração pode chegar perto de 22,7 GW, praticamente toda a disponibilidade considerada no estudo.
Em três dos oito cenários avaliados, o uso das térmicas fica próximo da capacidade máxima em outubro de 2027.
Parte desse despacho será necessária para preservar os reservatórios. Outra parte poderá ser acionada especificamente para atender aos horários de ponta.
Os Leilões de Reserva de Capacidade realizados em março de 2026 melhoraram a situação em relação ao PEN do ano passado. Mas não resolveram completamente o problema. Mesmo com a nova oferta contratada, os critérios de potência continuam sendo violados a partir de 2027.
Por isso, o ONS recomenda a realização de leilões anuais de reserva de capacidade.
Outro ponto de atenção é o prazo de entrada das usinas. Ao analisar o histórico de leilões dos últimos 15 anos, o operador concluiu que apenas 10% das novas termelétricas a gás entram em operação na data prevista. Outros 75% dos projetos apresentam atrasos e 15% não entram durante o horizonte analisado.
Se os projetos contratados atrasarem, o risco para o atendimento de potência aumenta.
Baterias podem ajudar
As baterias aparecem como uma possível ligação entre os excedentes do dia e a necessidade de potência no começo da noite.
Elas podem armazenar energia nos períodos de maior geração solar e devolver essa eletricidade ao sistema quando a produção fotovoltaica cair. Assim, ajudam a reduzir tanto o curtailment quanto a pressão sobre as demais fontes nos horários de pico.
As usinas hidrelétricas reversíveis podem cumprir uma função semelhante. Nos momentos de sobra, usam energia para bombear água até um reservatório superior. Depois, essa água volta a gerar eletricidade quando o sistema precisa.
O conceito é relativamente simples: guardar parte da energia que hoje seria cortada para utilizá-la algumas horas mais tarde.
Mas o armazenamento não resolve tudo sozinho. A expansão da rede de transmissão continuará necessária para permitir que os excedentes de uma região sejam enviados para outras áreas do país.
Data centers aumentam a pressão sobre o sistema
A chegada de novas cargas também pesa nas projeções. O PEN simulou um cenário com maior expansão de data centers e projetos de hidrogênio verde.
Até 2030, essas cargas adicionais poderiam chegar a 3,5 GW no Sudeste/Centro-Oeste, 600 MW no Nordeste e 235 MW no Sul.
Nesse cenário, os critérios de suprimento de energia passam a ser violados em 2029 e 2030. Os indicadores de potência também pioram durante todo o período analisado.
Os data centers merecem atenção porque funcionam de forma praticamente contínua. Em geral, não é fácil deslocar o consumo dessas instalações para outro horário.
Assim, a conexão de grandes cargas precisa caminhar junto com a expansão da geração e da transmissão. Caso contrário, o problema pode se concentrar justamente na ponta noturna, quando a geração solar já não está disponível.
Sistema precisa de mais do que novos megawatts
O PEN 2026 não aponta falta estrutural de energia no cenário de referência até 2030. Esse é um dado positivo, mas não encerra a discussão.
O alerta do ONS está na capacidade de o sistema entregar energia no lugar e no horário certos. Com mais fontes variáveis, será preciso responder a rampas maiores, absorver excedentes durante o dia e garantir potência no começo da noite.
Isso muda também a lógica do planejamento. Não será suficiente contar quantos megawatts serão acrescentados à matriz. Será necessário avaliar onde as usinas estão, em quais horários conseguem gerar e com que velocidade podem responder às necessidades do sistema.