A proposta apresentada pelo ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), com base no estudo realizado pela PSR e Daimon, de criação de um DSO (Distribution System Operator) controlado pelas distribuidoras, exige uma análise muito mais profunda do que a feita até agora nos fóruns técnicos.

A alegação de que a MMGD (micro e minigeração distribuída) representa um “problema” para a rede básica — especialmente no que tange à previsão de carga líquida — não pode ser tratada como justificativa suficiente para uma reconfiguração institucional do setor elétrico de tamanha magnitude.

Do ponto de vista da arquitetura regulatória e institucional, a proposta é profundamente centralizadora e reverte importantes avanços que vínhamos consolidando nos últimos anos rumo à descentralização, digitalização e democratização do setor elétrico.

Transferir para as distribuidoras a competência de atuar como DSOs, com poder de controle e despacho dos REDs (Recursos Energéticos Distribuídos), é uma decisão que gera conflitos de interesse evidentes — sobretudo porque essas mesmas distribuidoras concorrem, direta ou indiretamente, com soluções de geração distribuída.

Sob a ótica da operabilidade da rede básica, é correto afirmar que a previsibilidade da carga líquida tem se tornado mais complexa com o crescimento da GD, especialmente em regiões onde a penetração é elevada.

No entanto, não é tecnicamente aceitável atribuir unicamente à GD os desafios da previsibilidade e da estabilidade da rede. Esses desafios decorrem também da rigidez estrutural do modelo de planejamento, da falta de transparência nos dados da distribuição e da ausência de mecanismos eficientes de gestão ativa da demanda.

A solução proposta — um DSO operado pelas distribuidoras — contraria as melhores práticas internacionais, onde se observa, em geral, a criação de entidades independentes ou plataformas neutras, com regras claras de governança, interoperabilidade e acesso não discriminatório. É fundamental garantir que os REDs sejam integrados de forma transparente e competitiva ao sistema, e não subordinados a agentes incumbentes.

Do ponto de vista jurídico, a proposta apresenta riscos de desvio de finalidade regulatória, pois amplia competências das distribuidoras sem respaldo legal expresso. A Lei nº 14.300/2022 estabeleceu um marco para a geração distribuída com regras de transição, preservando direitos adquiridos e promovendo uma migração gradual para um modelo mais sustentável.

A criação de um DSO sob controle das distribuidoras pode implicar em intervenções indevidas nos direitos dos prosumidores, desestimulando a participação ativa do consumidor e gerando insegurança jurídica no setor.

Ademais, a ausência de debate mais amplo e transparente sobre os impactos econômicos e regulatórios dessa proposta é preocupante. O setor elétrico brasileiro vive um momento decisivo de reforma, com iniciativas legislativas e infralegais que pretendem redesenhar a lógica de comercialização, separação de lastro e energia, e abertura de mercado.

Nesse contexto, o DSO não pode ser construído como um atalho institucional para resolver falhas de governança e de planejamento da distribuição. Ao contrário do que estamos vendo no Brasil — onde a GD, especialmente a micro e minigeração distribuída (MMGD), vem sendo tratada como um “problema a ser controlado” — a experiência internacional mostra que os países mais avançados na transição energética têm adotado uma abordagem colaborativa e integradora no relacionamento entre os DSOs (Distribution System Operators) e os Recursos Energéticos Distribuídos (REDs).

Na Europa, por exemplo, países como Alemanha, Reino Unido, Espanha e Holanda vêm construindo há anos um modelo onde os DSOs são operadores independentes, neutros e tecnicamente capacitados para atuar como facilitadores do sistema, e não como agentes subordinados aos interesses de incumbentes. A geração distribuída nesses países é tratada como uma aliada da flexibilidade, da descarbonização e da eficiência da rede.

Em vez de enxergar o crescimento da GD como uma ameaça à previsibilidade da carga, os DSOs europeus adotam soluções como:

• Integração com sistemas de gestão ativa da demanda (Active System Management);
• Mercados locais de flexibilidade, onde o consumidor e o gerador distribuído são remunerados por serviços prestados à rede;
• Plataformas digitais interoperáveis, com medição inteligente e dados acessíveis em tempo real;
• E, principalmente, arranjos regulatórios que separam claramente o papel do operador do sistema daquele do comercializador/distribuidor, evitando conflitos de interesse.

Nos Estados Unidos, a tendência é semelhante. Vários estados estão adotando a figura do Distribution System Platform Provider (DSPP), como em Nova York, onde a GD é incentivada como parte de uma visão mais ampla de modernização da rede, conhecida como REV – Reforming the Energy Vision.

Já no Brasil, o estudo apresentado pelo ONS propõe um modelo em que o DSO seria criado dentro das distribuidoras, com poder de controlar e despachar os REDs, inclusive a GD. Esse arranjo, além de não refletir as boas práticas internacionais, representa um retrocesso em termos de neutralidade de operação, liberdade do consumidor e abertura à inovação.

É preciso reforçar: a GD brasileira cresceu sob um marco regulatório definido, com regras claras, inclusive com incentivos públicos previstos. Tratá-la agora como um “monstro” que precisa ser domado, como foi mencionado no recente debate técnico, demonstra uma visão reativa e desequilibrada.

A GD não é vilã. Quando bem integrada, com sinalização econômica adequada, transparência e tecnologia, ela é parte da solução para um sistema mais limpo, seguro e resiliente. O desafio real não está em conter a GD, mas em modernizar a rede, atualizar a regulação e alinhar os incentivos de forma justa e eficiente.

Portanto, a criação de um DSO deve ser precedida por:

• Uma definição clara de papéis e responsabilidades institucionais, com a separação funcional entre operação e comercialização;
• A constituição de um ambiente de governança neutro, que permita o controle e a coordenação dos REDs sem favorecer agentes integrados verticalmente;
• A regulamentação baseada em dados e evidências técnicas, com ampla participação dos stakeholders — incluindo representantes da sociedade civil, consumidores e geradores distribuídos;
• O alinhamento com os princípios da livre concorrência, inovação tecnológica e eficiência econômica.

A modernização da rede básica e da distribuição não se faz por meio de centralização disfarçada. O futuro do setor elétrico brasileiro deve estar ancorado na construção de um sistema mais aberto, transparente e resiliente — e não na tentativa de “domar” a geração distribuída por meio de estruturas institucionais questionáveis.

Fonte: Canal Solar

O presidente da República em exercício e ministro de Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços, Geraldo Alckmin, participou na tarde, desta quarta-feira (4/6), da inauguração oficial da usina solar de Arinos (MG), um dos maiores projetos de energia renovável do país. Com investimento de R$ 1,5 bilhão, o Parque Solar de Arinos reforça o compromisso do Governo Federal e das empresas Gerdau, Newave Energia e XP Investimentos com a transição energética e o desenvolvimento sustentável.

Com financiamento federal de R$ 690 milhões, via Banco do Nordeste (BNB), foram destinados R$ 275 milhões para o processo final de contratação, em maio de 2025. Desenvolvido pela Newave Energia, o empreendimento também contou com investimento de acionistas da FIP Newave Energia, Gerdau e XP Investimentos.

O objetivo do parque é ampliar a geração de energia limpa e renovável no país. Ele está instalado em uma área de 822 hectares e a 30 quilômetros da área urbana de Arinos. Com 432 MWp de capacidade instalada e mais de 720 mil painéis solares, a usina tem potencial para abastecer uma cidade de 350 mil habitantes, o equivalente a 70 mil residências.

Para o presidente em exercício, Geraldo Alckmin, o planeta Terra tem três grandes desafios e o Brasil é protagonista na resolução de todos eles.

“O Brasil já é hoje o grande celeiro do mundo. Grande produtor de proteína animal e vegetal. Temos um parque industrial extremamente vigoroso. Energia elétrica mais limpa do mundo, energia renovável. Energia solar crescendo fortemente. O Brasil hoje está entre os maiores produtores do mundo, entre os seis maiores, tanto de energia solar quanto de energia eólica”, detalhou.

“Estou dizendo isso porque precisamos descarbonizar. Este empreendimento aqui, o Parque Solar Arinos, vai deixar de emitir 22 mil toneladas de CO₂ por ano. Então estamos ajudando o mundo a descarbonizar”, garantiu Alckmin.

DESENVOLVIMENTO LOCAL — Vinte e sete empresas ligadas ao setor fotovoltaico foram instaladas no município de 17 mil habitantes. O empreendimento prevê redução estimada de até 22 toneladas de CO₂ ao ano.

Além da geração de energia limpa, o projeto também promove o desenvolvimento social das comunidades locais. Em parceria com o Instituto Brasil Solidário (IBS), os alunos da Escola Municipal Gontijo Ferreira ganharam uma biblioteca reformada e uma sala multifuncional com laboratórios de robótica totalmente equipados e oficinas práticas de arte e cultura, além de formações para todos os professores da rede pública gratuitamente. Mais de 2 mil alunos de 20 escolas foram beneficiados.

Houve, ainda, a doação de mais de 1 mil livros para escolas locais; entrega de mais de 100 jogos de educação financeira, para 9 escolas da rede municipal; distribuição de 30 kits ambientais, para 15 escolas; construção e entrega de um laboratório de ciências completo para o município; implantação de um espaço para incentivar inovação e aprendizado; e formação de professores da rede municipal.

ODS — O projeto reforça o compromisso da Newave Energia com a agenda ESG e com os Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS) da ONU, especialmente nos eixos de energia limpa e acessível, geração de trabalho digno, estímulo ao crescimento econômico local e investimentos em educação de qualidade nas comunidades que recebem os empreendimentos da empresa.

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MINAS GERAIS — Minas Gerais possui cerca de 934 usinas solares, o que lhe confere o maior potencial instalado do Brasil, com mais de 1/3 do total. Segundo o Ministério de Minas e Energia, até 2028, o estado deverá receber R$ 17,6 bilhões em investimentos no setor de energia solar contribuindo para a criação de 160 mil empregos diretos e indiretos.

BRASIL — O Brasil está entre os 18 países do mundo em que a energia solar tem taxa de penetração superior a 10%, conforme a Agência Internacional de Energia (IEA). A geração solar fotovoltaica de grande porte demanda construção de subestações e linhas de transmissão para serem utilizadas durante o dia, o que sugere investimento em sistemas de armazenamento de energia térmica em que se armazenem durante o dia e se gere energia durante o período que não haja uso do SIN para receber a eletricidade solar fotovoltaica. Também é possível pensar em utilizar o gás natural existente na região de Arinos por meio da captura dos gases de efeito estufa.

CONSUMO DE ENERGIA SOLAR — Os principais setores consumidores de energia solar no Brasil contemplam o residencial, com 49,57% do total; o comercial e serviços, com 28,43%; e o rural com 13,50%. O setor industrial aparece com 7,23%, enquanto o Poder Público, com os serviços e iluminação pública, somam 1,27%.

Fonte: Agência Gov.

deputado estadual Faissal Calil (Cidadania) apresentou na Assembleia Legislativa de Mato Grosso (ALMT) um requerimento de informações para a Secretaria de Estado de Fazenda (Sefaz), relativo a cobrança de ICMS sobre energia solar. Segundo o parlamentar, diversos consumidores foram surpreendidos com a tributação em contas de luz, mesmo utilizando sistemas de microgeração distribuída.

No requerimento, Faissal pede esclarecimentos sobre os fundamentos legais e normativos que embasaram a cobrança. No documento, o deputado pede que a Sefaz informe se a tributação incide apenas sobre o saldo líquido de energia, ou seja, a diferença entre o que é consumido e o que é injetado na rede, e se existem pareceres técnicos ou instruções normativas que regulamentem a prática.

Um dos casos citados por Faissal envolve uma unidade consumidora em Cuiabá, classificada como microgeração distribuída. A conta em questão apresentou um consumo total de R$ 1.003,48, com R$ 893,48 de energia ativa injetada na rede, resultando em um saldo de R$ 110,00, valor sobre o qual o ICMS teria sido cobrado. O deputado questiona a legalidade da prática diante de decisões judiciais que consideram a energia injetada como um empréstimo gratuito à distribuidora, o que afastaria a incidência do tributo.

“Parece que a briga não acaba. Infelizmente alguns consumidores nos mandaram faturas informando que a Energisa tem cobrado o ICMS da energia solar. Fiz este requerimento para a Sefaz, porque iremos agir e vamos até as últimas consequências, pois se tem algo errado, não vou deixar para trás”, afirmou.

Fonte: Minuto MT

Embora seja reconhecido mundialmente como uma gigante em fontes renováveis, o Brasil está em pleno paradoxo energético com o curtailment. Esse corte de geração na produção de energia limpa, sobretudo a eólica e a solar, acontece quando o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) determina que usinas renováveis diminuam ou interrompam a geração de energia – mesmo que haja capacidade instalada e condições favoráveis para produção. 

Ao longo dos últimos anos, esses cortes têm se tornado recorrentes no cenário brasileiro, principalmente desde 2022. A medida afeta especialmente regiões em que a oferta dessa matriz é vasta, como no Nordeste. Como consequência direta, os prejuízos do setor ameaçam o ritmo de crescimento desse que é um dos principais símbolos da industrialização verde e do desenvolvimento sustentável no país. De acordo com o relatório Energy, da PSR, somente em 2024 as perdas relacionadas ao curtailment acumulam cerca de R$ 650 milhões aos geradores renováveis.

Em março deste ano, o Ministério de Minas e Energia (MME) criou um Grupo de Trabalho para debater soluções para os cortes na geração de energia. O movimento – ainda que tímido – marca um pontapé inicial em busca de respostas para um problema que desafia a transição energética no país. 

O que é curtailment?

O curtailment pode ser compreendido como uma situação em que a produção de energia limpa é desperdiçada. Mesmo que o sol e os ventos estejam favoráveis para a produção de energia, o sistema não consegue absorvê-la. Isso ocorre por limitações na rede de transmissão, falta de infraestrutura ou decisões operacionais. Dessa forma, há um potencial energético perdido, de forma a prejudicar os geradores e os usuários dessas fontes. 

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) reconhece três principais causas para o curtailment: razão energética, requisitos de confiabilidade elétrica e  indisponibilidade elétrica.

O curtailment começou a ser mais frequente no Brasil a partir de 2022. A razão energética ocorre quando a demanda do sistema é menor do que a oferta de energia disponível de geração com custo zero, por exemplo, quando há dias de muito vento ou muito sol, mas com baixa demanda de energia – como feriados ou durante a madrugada. Esse motivo tem se tornado mais frequente no contexto brasileiro, tendo acumulado cerca de 2.000 GWh de energia rejeitada em 2024, como apontam os dados do Energy Report

O corte de geração por confiabilidade elétrica, por sua vez, acontece quando há necessidade de garantir a segurança e estabilidade do sistema elétrico nacional – mesmo quando não há falhas nos equipamentos das usinas. Isso se relaciona às limitações sistêmicas ou locais, como a capacidade de intercâmbio entre regiões ou restrições nos equipamentos de transmissão. 

Após apagão de 15 de agosto de 2023, que provocou o efeito dominó de apagão em 25 estados e no Distrito Federal, ocorreu por falhas em equipamentos de controle de tensão de usinas eólicas e solares no Nordeste. Após esse evento, o ONS passou a restringir o envio de energia do Nordeste ao Sudeste, que impactou no aumento significativo dessa modalidade de redução de geração. Ano passado, esse tipo de corte correspondeu a 64% da energia que deixou de ser utilizada no país.

“A opção do ONS tem sido desligar as usinas renováveis do Nordeste, mesmo com contratos de fornecimento em vigor. Isso tem gerado um problema econômico enorme, desestimulando novos investimentos”, diz Rodrigo Mello, diretor do Senai do Rio Grande do Norte (Senai-RN) e do Instituto Senai de Inovação em Energias Renováveis (ISI-ER). 

“Uma empresa da região chegou a registrar curtailment de 70%. Imagine produzir o ano inteiro e só poder entregar energia em três meses. Quem paga a conta nos outros nove?”, questiona Mello. 

Já o curtailment por indisponibilidade externa diz respeito a falhas ou manutenções em estruturas de transmissão fora dessas usinas geradoras, de maneira a impedir o escoamento da energia. Há parques eólicos localizados em municípios nordestinos prontos para gerar energia, no entanto, há uma falta de rede suficiente nas linhas de transmissão para enviá-la a outras regiões do país, como ao Sudeste. 

Diferentemente das outras duas causas, esse tipo de corte é o único a prever algum ressarcimento ao gerador. Em 2024, 11% da energia rejeitada pelo sistema teve esse motivo como causa. “O curtailment tem sido usado como ferramenta de gestão simplista, priorizando o que é mais conveniente despachar no momento, sem considerar impactos econômicos, sociais e ambientais”, opina o diretor do Senai-RN.

O papel dos órgãos do setor

A governança do setor elétrico brasileiro está formalmente dividida entre o MME, responsável pela formulação da política energética; a Aneel, enquanto agência reguladora; e o ONS, encarregado da operação do sistema. No entanto, as críticas à forma como o país tem lidado com o fenômeno recaem sobre a própria engrenagem institucional do setor. 

A falta de articulação entre os responsáveis contribuiu para o agravamento dos episódios de curtailment, embora tenham tido alertas prévios por parte de especialistas e associados ao setor. “Apesar do procedimento estar previsto nos contratos, não havia precedente histórico para os volumes atuais de curtailment. Mesmo com os alertas desde 2023, houve pouco avanço para desenvolver ações técnicas de mitigação ou para expandir a infraestrutura de transmissão necessária”, afirma Darlan Santos, diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne).

O parlamentar ainda destaca a necessidade de uma força-tarefa nacional para destravar a infraestrutura de escoamento e acelerar a regulamentação de tecnologias como o armazenamento de energia. “O Nordeste tem sido protagonista da transição energética brasileira e não pode ser penalizado por falhas no planejamento público”, completa.

O recorrente curtailment também afeta as políticas públicas que têm as energias renováveis como mote principal, como a interiorização do desenvolvimento e a industrialização verde. Essa insegurança limita a instalação de novas fábricas, o surgimento de polos tecnológicos e o fortalecimento de cadeias produtivas regionais. 

“Isso afeta a geração de emprego e renda, a qualificação de mão de obra local e a atração de novos investimentos para o semiárido. Prejudica ainda a segurança energética nacional ao reduzir a previsibilidade e a competitividade das fontes limpas”, alerta o deputado. A estagnação reflete principalmente na população que vive no interior dos estados, que dependem das fontes renováveis para transformação econômica e social. 

Além disso, os especialistas também pontuam o reflexo no esvaziamento do pipeline de projetos. Atualmente não há previsão da entrada de novas usinas eólicas ou solares no mercado brasileiro para 2026. Para eles, esse é um sinal de alerta para o risco de desmobilização do setor. 

O diretor-presidente do Cerne, Darlan Santos, chama atenção para os impactos em toda a cadeia produtiva: fabricantes de aerogeradores, fornecedores de componentes e operadores logísticos são afetados pela interrupção de novos investimentos. 

Fonte: Jota