A geração distribuída (GD) tem tido grande sucesso e já representa parcela muito importante no mix de fontes de geração de eletricidade no Brasil. O Operador Nacional do Sistema (ONS) acaba de publicar relatório de título “Diagnóstico e Perspectiva da Evolução dos Cortes de Geração no Brasil” que analisa os desafios operacionais atuais e futuros, principalmente os relacionados ao curtailment no Sistema Interligado Nacional (SIN), destacando ainda, nesse contexto, o impacto da integração da GD (no relatório incluído em Recursos Energéticos Distribuídos).
Dados contidos neste relatório confirmam o exponencial crescimento da GD, a saber:
| Fonte | Agosto 2021 | Maio 2025 | ||
| Eólicas no SIN | 18,2 GW | 61,7% | 32,2 GW | 36,7% |
| Fotovoltaicas no SIN | 3,2 GW | 10,8% | 17,4 GW | 19,8% |
| GD | 8,1 GW | 27,5% | 38,1 GW | 43,5% |
| TOTAL | 29,5 GW | 100% | 87,7 GW | 100% |
Esses números mostram que o total de fontes não despacháveis no SIN já atingem 87,7 GW, ou seja algo perto de 85% da demanda máxima. E mais significativo, as REDs (ou Geração Distribuída) representam quase metade dessas fontes.
Esse relatório do ONS demonstra clara e indiscutivelmente fatos que vários artigos já haviam adiantado. As dificuldades dos aspectos operacionais da configuração atual do SIN que levam ao curtailment que tem ocorrido no Brasil. O relatório apresenta, também, várias conclusões das quais destacamos as relativas à análise dos eventos ocorridos e prospectivos para os próximos anos. Para ressaltar a participação da GD, sublinhamos o texto que trata dessa fonte:
- A crescente participação de fontes renováveis variáveis no SIN e a expansão dos REDs têm imposto desafios operacionais e regulatórios significativos ao SEB. Este relatório analisou os impactos do curtailment, os desafios associados à expansão da geração conectada às redes de distribuição, as perspectivas para os próximos anos e os ajustes regulatórios necessários para garantir um funcionamento seguro e eficiente do SIN.
- A análise histórica demonstrou um aumento das restrições de geração renovável entre 2022 e 2024, com destaque para os cortes por razão de confiabilidade e indisponibilidade externa, fundamentais para garantir a segurança operativa. No entanto, os cortes por razão energética estão aumentando e revelam um problema estrutural no balanço carga-geração, especialmente em momentos de sobreoferta de geração. A presença crescente da Micro e Minigeração Distribuída (MMGD), que opera sem controle centralizado, intensifica esse problema, ao reduzir a demanda atendida pelas usinas centralizadas e aumentar a necessidade de cortes sobre essas unidades.
- Projeções para os próximos anos indicam que o curtailment por razões energéticas deve se tornar ainda mais predominante. O impacto desse fenômeno será mais severo no período diurno (09h às 15h59), quando a geração solar é elevada e a carga líquida do sistema é reduzida. Os cortes por razões de confiabilidade, por outro lado, tendem a diminuir devido à expansão da rede de transmissão, embora restrições locais possam subestimar esse efeito. A entrada em operação de todas as usinas com Contrato de Uso do Sistema de Transmissão pode elevar o curtailment médio para 10% nas fontes eólicas e acima de 20% nas fotovoltaicas, evidenciando a necessidade de novas estratégias de gestão e flexibilidade do Sistema.
- Projeções para os próximos anos indicam que o curtailment por razões energéticas deve se tornar ainda mais predominante. O impacto desse fenômeno será mais severo no período diurno (09h às 15h59), quando a geração solar é elevada e a carga líquida do sistema é reduzida. Os cortes por razões de confiabilidade, por outro lado, tendem a diminuir devido à expansão da rede de transmissão, embora restrições locais possam subestimar esse efeito. A entrada em operação de todas as usinas com Contrato de Uso do Sistema de Transmissão pode elevar o curtailment médio para 10% nas fontes eólicas e acima de 20% nas fotovoltaicas, evidenciando a necessidade de novas estratégias de gestão e flexibilidade do sistema.
O relatório traz também recomendações sobre(a) Gestão do Curtailment e Planejamento Setorial; (b) Modernização Regulatório-Tarifária e Governança do Setor; e (c) Infraestrutura Digital e Integração ONS-DSO.
As conclusões e recomendações deste relatório são excelentes para encaminhar solução para os problemas referidos no mesmo. Porém, além de algumas recomendações envolverem esforço legislativo, fica a dúvida da execução prática de como poderá a concessionária, ou mesmo o ONS, garantir que a GD participe do curtailment devido ao fato da GD não ter comando centralizado.
Assim, julgo também interessante analisar a solução utilizada em outro sistema que enfrentou problemas similares. Refiro-me ao sistema da Califórnia.
A solução usada na Califórnia baseou-se na mudança da metodologia para balanço da energia intercambiada entre a GD e o sistema interligado.
Antes era feito como no Brasil, um balanço de energia em kWh (ou GWh). Na nova regulação chamada NEM 3.0 (Net Energy Metering 3.0), diferentemente dos programas anteriores, os geradores GD passaram a ser ressarcidos pela rede na base dos Custos Evitados pela rede, ou seja, quanto a rede economiza ao utilizar energia solar gerada pela GD, em vez de creditar o gerador GD com o balanço em kWh ou mesmo com a tarifa integral de varejo. Essa mudança incentiva os proprietários de GD a combinar painéis solares com armazenamento em bateria para maximizar a economia. Esse acréscimo de armazenamento resulta em economia para o proprietário da GD.
Sob a nova estrutura da NEM 3.0, a taxa de reembolso da GD varia ao longo do dia, dependendo de quando a eletricidade solar é gerada. Essa taxa é, em média, menor do que a estrutura de compensação anterior, conhecida como medição líquida de energia (NEM 2.0), que creditava aos geradores GD uma tarifa fixa de eletricidade no varejo.
A percentagem de novos sistemas solares fotovoltaicos residenciais combinados com baterias aumentou desde que esse novo sistema foi implantado. Em abril de 2024, mais de 50% das instalações solares fotovoltaicas residenciais estavam combinadas com armazenamento em baterias, em comparação com pouco mais de 20% em outubro de 2023. Os moradores da Califórnia estão cada vez mais combinando armazenamento em baterias com instalações solares, de acordo com os dados preliminares mais recentes do Relatório Mensal da Indústria de Energia Elétrica.
A implantação de baterias nas instalações de GD além dos benefícios para os proprietários da GD devido ao modelo de ressarcimento do intercâmbio de energia, traz também benefícios para o sistema. Ao usar baterias na GD a carga liquida do sistema melhora o que aumenta a carga das solares do sistema diminuindo seu curtailment. Traz também benefício na hora da rampa de fim de tarde, pois as baterias da GD podem auxiliar nesse momento.
Além dos aspectos econômicos, a nova regulação na Califórnia estabeleceu critérios para a GD poder intercambiar energia com a rede. Assim, para se qualificar para a interconexão NEM 3.0 na Califórnia, os sistemas solares devem atender aos padrões técnicos atualizados, projetados para suportar uma rede mais dinâmica e distribuída. Esses requisitos garantem que as instalações solares no local do cliente contribuam para a confiabilidade e a segurança da rede. Tais requisitos incluem que elas devem:
- utilizar inversores em conformidade com a certificação UL 1741 SB que define o desempenho dos recursos de energia distribuída (DERs), como sistemas solares fotovoltaicos, quando conectados à rede, abrangendo aspectos como qualidade de energia, segurança e interoperabilidade;
- utilizar perfil de inversor inteligente (Common Smart Inverter Profile Conformance — CSIP) usando o padrão de comunicação IEEE 2030.5, para garantir a interoperabilidade com a rede, permitindo que os operadores de rede monitorem, controlem e gerenciem remotamente recursos de energia distribuída (DERs)
- ter desligamento automático da rede durante uma queda de energia, impedindo o retorno não intencional de energia para a rede, para proteger os trabalhadores da concessionária e manter a segurança da rede.
- integrar adequadamente o conjunto fotovoltaico e o inversor para garantir a operação em conformidade com a rede, especialmente ao exportar energia segundo valor definido
- oferecer suporte dinâmico à rede, ajustando a tensão e a frequência conforme necessário ajudando a manter a estabilidade geral da rede.
Talvez no caso brasileiro não seja aplicável exigir todos esses requisitos técnicos de todas as instalações de GD porém poderiam todas serem enquadradas em uma regulação para a medição da troca de energia similar a esta da Califórnia com menos requisitos técnicos e para maior exigência técnica para instalações maiores (como as chamadas fazendas solares).
Outra vantagem da possível aplicação desse modelo usado na Califórnia seria que possivelmente a implantação poderia ser feita por regulação técnica emitida pelo regulador (ANEEL) sem necessidade, talvez, de legislação evitando o risco de inclusão de aspectos tecnicamente não justificáveis.