O Brasil vive um paradoxo energético: enquanto a capacidade solar e eólica cresce, uma parte relevante dessa eletricidade é descartada. Entender por que isso acontece e como transformar desperdício em valor é vital para quem se interessa por energia limpa e habitação eficiente.
| Peu de temps ? Voici l’essentiel : |
| ✅ O Brasil cortou cerca de 20% da geração solar e eólica em 2025, um volume equivalente a 10 meses de Belo Monte ⚡ |
| ✅ Usem a flexibilidade do consumo (tarifas horárias, automação, carregamento inteligente) para aproveitar a energia diurna 🌞 |
| ✅ Evitem a armadilha de instalar geração sem planejar armazenamento ou gestão de demanda; integrem baterias e controle de cargas 🔋 |
| ✅ Prioridades: baterias, reforço de transmissão, controle da GD, bombas reversíveis, novas cargas como data centers 🏗️ |
Brasil perde o equivalente à energia gerada pela usina de Belo Monte em fontes renováveis: dimensão do desperdício e o impacto no dia a dia
Em 2025, os cortes operacionais aplicados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico resultaram no descarte de aproximadamente 20% da energia solar e eólica que poderia ter sido produzida. Em números médios, isso significou cerca de 4.021 MW ao longo do ano, uma grandeza comparável a desligar Belo Monte por 10 meses. Para quem está avaliando um telhado solar, um condomínio com fotovoltaica ou um microgerador eólico, é um alerta claro: há energia, mas o sistema tem dificuldade de absorvê-la quando ela chega toda ao mesmo tempo.
Os dados compilados pela Volt Robotics mostram que em pelo menos 16 dias o sistema operou próximo ao limite de segurança devido ao excesso de oferta no período diurno — cenário muito mais crítico do que em 2024, quando houve apenas um dia nesse patamar. O risco cresce aos fins de semana, quando a indústria e o comércio reduzem o consumo, mas a produção solar segue alta. Às segundas-feiras, o corte por excesso gira em torno de 1.040 MW médios; aos domingos, dispara para cerca de 5.135 MW médios. O quadro é paradoxal: sobra energia de dia e falta no começo da noite, forçando o acionamento de térmicas.
Para dimensionar o que se perde, a consultoria estimou equivalências concretas. A eletricidade curta teria abastecido, durante um ano, toda a frota de veículos elétricos do país (em torno de 600 mil unidades) ou mantido 40 data centers de grande porte operando pelo mesmo período. Em termos de residências, falamos de um consumo mensal de aproximadamente 16 milhões de lares. Não é um número abstrato — é a diferença entre luz e apagão, entre tarifa estável e custo crescente, entre eficiência e desperdício.
Do ponto de vista de arquitetura e conforto ambiental, esse descompasso afeta as decisões de projeto e operação. Um edifício com alta inércia térmica e automação permite “carregar” frio (ou calor) quando a energia é abundante e barata e liberar essa reserva no pico. Já um condomínio sem estratégia de gestão de demanda contribui involuntariamente para a “montanha” de consumo às 18h, quando o sol cai e o sistema pede socorro. Vocês percebem como a forma de usar a eletricidade pesa tanto quanto a tecnologia de geração?
Há, ainda, o custo sistêmico do curtailment: perdas estimadas em R$ 6,5 bilhões em 2025 para geradoras que foram obrigadas a parar mesmo com contratos firmados. Esse desequilíbrio freia investimentos e gera disputas regulatórias, porque alguém paga a conta — e, no fim, ela tende a respingar na tarifa. O aprendizado é claro: energia renovável é excelente, mas precisa de flexibilidade, armazenamento e sinais de preço inteligentes para virar conforto real, contas menores e menos emissões.
Se a fotografia acima mostra a dimensão do problema, o próximo passo é entender as causas com lupa para agir com precisão, em casa, no condomínio e nas cidades.
Por que o Brasil desperdiça energia equivalente a Belo Monte: curtailment, sobreoferta diurna e gargalos de rede
O coração do problema está no curtailment, o corte controlado de geração para evitar que a oferta supere a demanda em níveis perigosos. O ONS aplica a prática para preservar a estabilidade do sistema, pois desequilíbrios podem levar a interrupções generalizadas. Em um país que adicionou capacidade solar e eólica em ritmo acelerado, sobretudo no Nordeste e no Centro-Oeste, a curva de produção diurna virou um “murro” de energia que nem sempre encontra quem consuma — ou por onde escoar até os centros de carga.
A geração distribuída (GD) soma hoje mais de 42 GW de capacidade instalada e deve chegar a algo próximo de 50 GW até 2028. Essa energia, majoritariamente vinda de telhados e pequenos parques próximos ao consumo, injeta eletricidade “por fora” do controle direto do ONS. Como não há como limitar a GD em tempo real de forma ampla, os cortes recaem nas usinas do sistema centralizado. Não à toa, o Ministério de Minas e Energia reconheceu que o tema deixou de ser pontual e passou a ser estrutural, exigindo novas regras e soluções coordenadas.
Importante notar um ponto de debate: entidades do setor de GD argumentam que as placas fora da rede centralizada não respondem sozinhas pelo curtailment, uma vez que representam menos da metade da capacidade eólica e solar do país. Defendem que o problema está no crescimento desordenado da geração centralizada em áreas sem rede robusta e na lentidão de expansão da transmissão. As duas leituras não se excluem. Se a rede não acompanha a velocidade da nova geração — seja centralizada, seja distribuída —, o “engarrafamento” elétrico se instala.
Além da rede, há a dinâmica da demanda. Aos fins de semana, o fechamento de fábricas e comércios derruba o consumo enquanto a produção solar continua a todo vapor. O resultado são picos de sobra ao meio-dia e rampas íngremes no fim da tarde, quando o sistema precisa subir a geração firme. Esse “vale” e “pico” diários impõem custos, inclusive o acionamento de térmicas para segurar a tensão e a frequência quando o sol vai embora.
O ONS e a Aneel discutem ajustes regulatórios relevantes: maior controlabilidade da GD, leilões de armazenamento, tarifas mais dinâmicas e incentivos a novas cargas eletrointensivas (como data centers) para consumir o excedente diurno. O Operador lembra que os efeitos são graduais e dependem de fatores estruturais e comportamentais. Em outras palavras, a engenharia e a regulação andam juntas — e o comportamento dos consumidores fecha a equação.
Para quem projeta ou opera edifícios, a síntese é prática: se a rede sofre com picos e vales, edifícios e bairros podem agir como “amortecedores”, consumindo mais quando há sobra e menos no pico. Esse é o fio condutor para as soluções do próximo bloco.
Soluções para capturar a energia desperdiçada: armazenamento, tarifas horárias e flexibilidade de consumo
Quando sobra energia no meio do dia, o ideal é guardar e adiar parte do uso para o início da noite. Isso se faz com baterias em escala de rede e em edifícios, com hidrelétricas a fio de água operando como baterias via bombeamento reverso, e com gestão de demanda que muda horários de consumo.
Armazenamento em baterias e “hidrelétricas como baterias” 🔋
Leilões de baterias em estudo no país tendem a estimular projetos utilitários e híbridos (solar + bateria). Em condomínios, bancos de íons de lítio ou ferrofosfato podem deslocar cargas de climatização e elevadores. Em regiões com reservatórios, usar a energia diurna para bombear água de volta amplia a flexibilidade noturna, transformando as hidrelétricas em grandes acumuladores. São investimentos com CAPEX relevante, mas com benefícios sistêmicos: menos curtailment, menos térmicas e mais estabilidade.
Tarifas horárias e automação de cargas ⏱️
A ampliação de tarifas por horário envia um sinal de preço simples: energia barata de dia, cara no pico. Com automação, vocês programam boilers, chillers, irrigação e carregadores de veículos para operar nas janelas vantajosas. Mesmo onde a tarifa branca é limitada, contratos especiais e programas de resposta à demanda já sinalizam eficiência econômica para quem adapta o perfil de consumo.
Carregamento inteligente de veículos elétricos 🚗
Se toda a frota conectar às 19h, o problema piora. A solução é adotar carregamento “solar-friendly”: priorizar 10h–16h, oferecer descontos em garagens empresariais e aplicar software que distribui a potência entre vagas. Para frotas, o “opportunity charging” ao longo do dia e baterias estacionárias evitam picos noturnos.
- 🌞 Antecipar consumo térmico: resfriar/aque-cer ambientes antes do pico e usar a inércia do edifício.
- 🔋 Instalar baterias modulares: começar pequeno (20–100 kWh) e expandir conforme a economia se comprova.
- ⏱️ Programar cargas: lavanderias, piscinas, bombas e recarga de VEs em horário de solar alto.
- 🧠 Automação: usar controladores que respondem a preço, irradiância e demanda do prédio.
- 🛰️ Monitoramento: medir geração, consumo e fator de carga para corrigir rotas mensalmente.
Para ajudar no planejamento, o quadro abaixo sintetiza medidas, impacto e maturidade tecnológica.
| 📌 Medida | 🎯 Impacto no curtailment | 💰 Custo relativo | 🧪 Maturidade |
|---|---|---|---|
| Baterias em edifícios | Alto em consumo local; desloca 1–4 h de carga | Médio | Alta (soluções comerciais) |
| Bombeamento reverso | Muito alto em escala de sistema | Alto | Média/Alta (usa infraestrutura hídrica) |
| Tarifas horárias | Médio; incentiva migração de consumo | Baixo | Alta (regulação em expansão) |
| Carregamento inteligente de VEs | Médio/Alto em áreas urbanas | Baixo/Médio | Alta (softwares no mercado) |
| Novas cargas (data centers, dessalinização) | Alto em regiões com sobra diurna | Alto | Média (depende de políticas) |
Quando essas peças se combinam — armazenamento, preço, automação e novas cargas —, o desperdício se transforma em energia útil. Querem um primeiro passo? Programem hoje as cargas “deslocáveis” do condomínio para horários solares e meçam o resultado por um mês.
Custos e oportunidades: perdas bilionárias, segurança do sistema e a chance de uma nova economia elétrica
O curtailment não é só um inconveniente técnico; ele tem preço e influencia investimentos. Estima-se que as perdas para geradores tenham alcançado R$ 6,5 bilhões em 2025, já que usinas com contratos firmes foram obrigadas a reduzir produção. Como o compromisso de entrega permanece, o gerador pode ter de comprar energia de terceiros, transformando energia renovável “não entregue” em passivo financeiro. Isso gera insegurança e pode atrasar parques, linhas e fábricas de componentes.
Há avanços em discussão: uma lei recente prevê compensações em algumas situações, e o Ministério de Minas e Energia abriu consultas públicas para estruturar mecanismos de ressarcimento e leilões específicos de flexibilidade. Entidades setoriais, como a Abeeólica e a Absolar, defendem que um arcabouço claro vai “destravar” investimentos. Sem previsibilidade, projetos ficam na gaveta. Com regras e sinal de receita para flexibilidade, surgem nichos como usinas híbridas (solar + eólica + bateria) e contratos baseados em capacidade, não apenas energia.
Outro eixo é a atração de novas cargas eletrointensivas. Data centers, por exemplo, podem ancorar o consumo diurno — e o país já vê movimentos nessa direção. Em regiões com excedente solar, fábricas de hidrogênio verde e dessalinização também podem atuar como “esponjas” energéticas, consumindo quando há sobra e reduzindo quando o sistema entra no pico. Isso cria empregos, estabiliza tarifas e dá destino produtivo à energia hoje curta.
Para consumidores e síndicos, a oportunidade é reduzir custos operacionais com contratos que valorizem o consumo fora de ponta e adotem resposta à demanda. Edifícios corporativos vêm assinando acordos com agregadores para diminuir carga entre 18h e 21h em troca de remuneração. Em habitação multifamiliar, câmaras frias, bombas de piscina, elevadores e iluminação de áreas comuns podem compor um portfólio de cargas flexíveis gerenciado por software — com alertas e metas mensais.
Um caso ilustrativo: o “Residencial Aurora”, um prédio de 18 andares no interior do Nordeste, instalou 80 kWp de solar, 60 kWh de baterias e automação simples. A estratégia foi resfriar áreas comuns entre 11h e 16h, carregar a bateria nesse período e programar elevadores em modo econômico no pico. Resultado em seis meses: redução de 23% na demanda de ponta e queda de 12% na conta, sem perda de conforto. O ganho extra? Menos estresse na rede local, ajudando o sistema a absorver a energia solar do bairro.
Na escala do país, a mensagem é pragmática: o desperdício equivalente a Belo Monte pode virar competitividade industrial, contas menores e um ar mais limpo, desde que se remunere a flexibilidade e se planeje a rede junto com a geração. O próximo passo é levar isso para dentro da casa de vocês.
Como adaptar residências e condomínios: passos práticos para usar a energia que já está disponível
Transformar o desperdício em benefício começa em casa. Abaixo, um roteiro prático, pensado para edifícios residenciais, condomínios horizontais e pequenas empresas que desejam alinhar consumo com a curva solar e aliviar o pico noturno.
Plano de 30 dias para reduzir pico e valorizar a energia solar 🌞
Semana 1: façam um diagnóstico de cargas. Listem o que é “adiável” (lavanderia, bombas, climatização de áreas comuns), o que é “crítico” (elevadores, iluminação de segurança) e o que é “flexível” (garagem de VEs). Implantem medição básica por circuito e definam metas simples, como deslocar 20% do consumo das 18h–21h para 10h–16h.
Semana 2: programem automação. Temporizadores e controladores Wi-Fi já resolvem boa parte: aquecimento de água, filtragem de piscinas e câmaras frias devem operar mais no período solar. Introduzam regras de conforto: resfriar salões e recepções antes do pico usando a inércia térmica.
Semana 3: ajustem política de recarga de VEs. Estabeleçam tarifas internas diferenciadas por horário e incentivo para quem carrega entre 10h e 16h. Se possível, implementem balanceamento dinâmico: dividir a potência entre vagas ativas, priorizando janelas com maior geração fotovoltaica.
Semana 4: avaliem baterias modulares e um PPA (contrato de energia) com preço por horário, se disponível. Baterias de 20–100 kWh já mudam o jogo para edifícios médios. Com um contrato que barateie a energia diurna, a automação passa a “perseguir” preço, irradiância e demanda local.
- 🔍 Auditoria rápida de cargas e metas semanais.
- 🕹️ Automação de equipamentos não críticos.
- 🔌 Política de recarga inteligente para VEs.
- 🔋 Bateria inicial e expansão conforme retorno.
- 📈 Monitoramento mensal com ajustes finos.
Para inspirar, busquem referências práticas e técnicas. A curadoria a seguir ajuda a mergulhar em armazenamento e gestão de consumo.
Ao final de 30 dias, repitam as medições e consolidem um “antes e depois”. A meta é clara e mensurável: reduzir a demanda no início da noite, aumentar o uso de energia solar local e provar que conforto e eficiência caminham juntos. Se forem dar um único passo hoje, façam o inventário de cargas e definam quais três equipamentos vocês conseguem deslocar para o meio do dia.
Source: www1.folha.uol.com.br
