Uma das regiões de maior consumo per capita de eletricidade, onde a energia solar fotovoltaica (FV) avançou rapidamente, é a Califórnia. Lá, a geração FV na matriz elétrica ultrapassou a barreira de 10% em 2014. Em 2016, ela forneceu 14% da eletricidade do estado; depois, 28% em 2023; e tornou-se a principal fonte em 2025. Esse rápido crescimento vem criando muitos problemas desde 2016, relatados pelo CAISO ("California Independent System Operator"), que ilustrou a situação com a chamada Curva do Pato.
Em quatro países da Europa, onde a FV mais cresceu entre 2006 e 2014, sua participação, em todos os casos, não ultrapassou 8% do total. A partir de 2016, ela estabilizou-se em: 8% na Itália; 7,5% na Grécia; 6% na Alemanha; e 5% na Espanha. Isso ocorreu, pasmem, não por falta, mas por excesso de energia. Em ambas as situações, há instabilidades nas redes de transmissão e distribuição, que causam apagões. O que ocorreu na Califórnia e na Europa deve ter contribuído para a redação do nosso Marco Legal da Micro e Minigeração Distribuída (Lei 14.300/2022, que prevê novos encargos tarifários para a geração FV a partir de 2029).
Na geração elétrica da Califórnia, até 2012, utilizavam-se principalmente: (i) usinas termelétricas a gás natural; (ii) usinas hidrelétricas (UHE); (iii) eólica; e (iv) nuclear. Porém, com a adição significativa e crescente da solar FV, a potência das usinas (i) e (ii), fontes estáveis, passou a ser reduzida entre aproximadamente 8h da manhã e 17h, para acomodar a eletricidade extra da geração FV — por ser renovável, cada vez mais barata e não emitir CO².
A superposição, ano a ano, dessas reduções, a partir de 2013, criou a "barriga" da Curva do Pato, elaborada pelo CAISO. A Curva do Pato mostra a geração média diária de eletricidade na Califórnia, apenas pelas fontes tradicionais que já existiam antes de 2012, da meia-noite de um dia até a do dia seguinte, entre 2012 e 2020.
Nos primeiros anos após 2013, a pequena redução das fontes estáveis — (i) gás natural; e (ii) hidrelétrica — para compensar a entrada da FV não criava problemas. Bastava diminuir ligeiramente a potência das gerações estáveis, aproximadamente das 8h até próximo do meio-dia, e depois normalizar a produção paulatinamente, retornando ao nível habitual após as 17h. Em seguida, atendia-se à demanda sem a FV até cerca das 8h do dia seguinte.
Porém, a partir de 2016, a produção intermitente de energia FV ultrapassou 14% do total e passou a crescer bem mais do que as outras fontes. Isso criou muitas instabilidades na rede e apagões na Califórnia. As grandes reduções necessárias das fontes estáveis após as 8h tornaram-se impraticáveis. Há limites para alterar a geração da maioria das fontes, principalmente em curtos intervalos de tempo. E a retomada mais acelerada das fontes estáveis, pouco antes do pôr do sol, também se mostrou difícil de executar.
A radiação solar, que não pode ser controlada, determina a intensidade da luz convertida em eletricidade. Além do horário, o que mais influencia sua intensidade são as condições meteorológicas em cada instante. Assim, tomando como referência um dia com 100% de sol, a radiação solar diminui, muitas vezes bruscamente, em cerca de:
Em 2025, a energia FV no Brasil ultrapassou 15% do total da eletricidade produzida (incluindo as gerações centralizada — GC — e distribuída — GD). Valor acima dos 14% que passaram a criar apagões na Califórnia após 2016. Em ambos os países, além da geração FV, há parques eólicos. A energia eólica também é intermitente, mas em menor grau e cria menos instabilidades, principalmente no Nordeste (NE) brasileiro, que tem ventos mais regulares. No ensolarado NE, em média, as FV geram energia em apenas 22% das horas do ano, e as eólicas, em 43%.
Para não ocorrerem apagões no Brasil, o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) precisa intervir, determinando, quando há excesso de energia, que fazendas solares FV e/ou parques eólicos reduzam ou interrompam a injeção de eletricidade no SIN (Sistema Interligado Nacional). Esses cortes na GC são chamados, em inglês, de "curtailment" e vêm causando prejuízos financeiros aos produtores brasileiros desde 2023. Em 2025, os investimentos em energia FV diminuíram em relação a 2024.
O que mais dificulta o gerenciamento do SIN, porém, é a GD dos consumidores que possuem sistemas FV "on grid" (conectados à rede), sem baterias, sobre os quais o ONS não tem qualquer controle. No Brasil, já há uma potência instalada de 18,6 GW de FV centralizada e 43,3 GW de GD. A potência máxima (ou de pico) da GD FV, para se ter uma noção quantitativa, equivale à de três UHE de Itaipu.
Imagine três Itaipus que, em determinado momento, injetam no SIN sua potência máxima e, em outro, sem qualquer controle do ONS, param de produzir. Isso dá uma ideia da instabilidade que a GD pode criar no SIN — e da dificuldade do ONS para impedir apagões no Brasil. A Lei 14.300/2022 foi criada para disciplinar a expansão da GD no país.
As UHE, quando há água nos reservatórios, ainda são a principal fonte renovável estável interligada ao SIN. Porém, desde o apagão de 2001, sua participação na matriz elétrica brasileira vem diminuindo ano a ano, de mais de 80% em 2001 para menos de 60% atualmente. Já as fontes FV e eólica, intermitentes, vêm crescendo muito rapidamente nos últimos anos.
E que soluções existem para resolver o problema?
Os riscos de apagão diminuiriam com mais baterias para ampliar o armazenamento de energia, mas o custo é elevado. As baterias do tipo chumbo-ácido têm vida útil de até quatro anos e custam tanto quanto os painéis FV, para acumularem energia e sustentarem um sistema híbrido ("on grid/off grid") por até três dias sem sol. Já as de lítio duram até 20 anos, mas custam cerca de quatro vezes mais, em condições equivalentes.
Outra possibilidade é a implantação de UHE reversíveis solares, semelhantes à que existiu em Cubatão (SP), porém utilizando a eletricidade de sistemas FV, nos horários com excesso de geração, para bombear água até um reservatório mais elevado e, posteriormente, usar a queda d'água para gerar eletricidade estável quando necessário, a critério do ONS.
Com a expansão das vendas de veículos elétricos (VE), a demanda por eletricidade cresce em ritmo acelerado. Se houver disciplina e condições adequadas, os proprietários poderiam carregar as baterias preferencialmente entre 8h e 16h, consumindo mais eletricidade nos períodos de maior incidência solar e evitando o carregamento entre 17h e 22h.
Entre o litoral do Nordeste, de Salvador a Fortaleza, e o extremo oeste do Acre, há uma diferença de fuso horário de duas horas. Assim, quando a GD no extremo leste do NE deixa de gerar energia FV, ainda é possível produzir eletricidade, por mais duas horas, na região mais ocidental do Acre e enviá-la ao litoral do extremo leste nordestino. Para isso, basta concluir a expansão já prevista do SIN, de Rio Branco até Cruzeiro do Sul (AC).
O equilíbrio do SIN também seria facilitado se os usuários utilizassem ar-condicionado preferencialmente nos horários de maior incidência solar, que coincidem com os mais quentes, mantendo janelas fechadas e ajustando a temperatura entre 22 °C e 23 °C — ideal para conciliar conforto térmico e economia de energia — em vez de 18 °C ou 19 °C, prática ainda comum em diversas cidades quentes do país.
Por fim, deveria haver maior incentivo à expansão do aquecimento solar de água para banho, tecnologia relativamente barata, capaz de armazenar água morna no boiler por até três dias sem sol. Além disso, poderia ser implantada a inovadora tecnologia OTEC ("Ocean Thermal Energy Conversion"), que gera eletricidade limpa, renovável e contínua, viável entre Salvador e Natal, e que pode ser adaptada para produzir água potável.
* Flaminio Levy Neto é Pesquisador Colaborador Pleno da UnB, junto ao Laboratório de Energia e Ambiente. Consultor ad hoc da FACEPE desde 2000. Ph.D. in Mechanical Engineering, bem como Mestre e Graduado em Engenharia Mecânica pelo ITA. Entre 1978 e 2018 atuou como docente, inicialmente no ITA e depois na UnB. Foi Pesquisador Visitante da Petrobrás na UnB, e Consultor ad hoc da CAPES e do CNPq.
