Quatorze Itaipus no escuro

Quatorze Itaipus no escuro: painéis fotovoltaicos em telhado industrial ao pôr do sol — imagem que sintetiza a expansão silenciosa da geração distribuída no Brasil, hoje com 14 gigawatts operando fora do radar regulatório - Foto: Ilustrativa/Freepik

POR - ELENI LOPES, DIRETORA DE REDAÇÃO

O Brasil construiu, em menos de uma década, uma das maiores estruturas de geração solar distribuída do mundo — e fez isso sem avisar a própria rede elétrica. Em 22 de abril de 2026, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou a abertura de consulta pública para criar regras de auditoria e penalização contra agentes que ampliaram centrais fotovoltaicas sem comunicar as distribuidoras. A decisão veio depois que o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) enviou à agência um relatório técnico revelando uma discrepância que nenhum modelo havia previsto com essa magnitude: há 14 gigawatts de geração distribuída operando no país sem qualquer registro oficial — volume equivalente à capacidade instalada da usina de Itaipu.

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Essa lacuna não surgiu de um ato isolado. Entre 2020 e 2022, o comportamento da carga na rede elétrica manteve-se compatível com o esperado. A partir de 2023, o ONS identificou uma diferença persistente, que cresceu em 2024 e se intensificou fortemente em 2025. O que ocorreu nesse intervalo foi a democratização acelerada de um mercado que o aparato regulatório nunca acompanhou no mesmo ritmo. Residências, pequenos comércios, sítios e fazendas passaram a instalar placas por conta própria, muitas vezes ampliando sistemas já homologados sem qualquer nova comunicação à distribuidora — uma prática que o diretor-geral da Aneel, Sandoval Feitosa, classificou como "casos de polícia" que devem ser "duramente penalizadas", com previsão de buscar responsabilização civil.

O número assusta não apenas pela escala, mas pelo que ele revela sobre a estrutura de um setor que cresceu à revelia de si mesmo. A geração solar atingiu 53 gigawatts de capacidade instalada no Brasil, com 35,5 GW provenientes de pequenos e médios sistemas distribuídos e 17,5 GW de grandes usinas centralizadas — representando 21,6% de toda a capacidade da matriz elétrica nacional, ficando atrás apenas das hidrelétricas. Esse salto foi construído sobre uma lógica de incentivo que o próprio Estado encorajou: a Lei 14.300 de 2022 garantiu o sistema de compensação por créditos até 2045, tornando o painel solar num telhado um investimento de retorno mensurável. O país ultrapassou a marca de 3,2 milhões de sistemas fotovoltaicos instalados, consolidando-se como um dos líderes globais em geração distribuída.

O problema não está no sol. Está na engenharia de uma rede projetada para um fluxo que nunca precisou ser bidirecional. A eletricidade sempre correu num sentido único — das usinas aos consumidores. Quando painéis geram mais do que o consumo local e injetam o excedente de volta nos cabos, criam o que os engenheiros chamam de fluxo reverso. Esse fenômeno, inofensivo em pequena escala, torna-se estruturalmente perigoso quando atinge subestações que não foram concebidas para receber energia, apenas para distribuí-la. O relatório do ONS, divulgado em dezembro de 2024 como parte do Plano de Operação Elétrica de Médio Prazo para 2025 a 2029, identificou risco de sobrecarga em 11 estados: Bahia, Goiás, Mato Grosso, Minas Gerais, Paraíba, Pernambuco, Piauí, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Roraima e São Paulo.

Os três estados no topo da lista descrevem, cada um à sua maneira, uma trajetória diferente de pressão sobre o sistema. Mato Grosso lidera com 94% de suas subestações de fronteira afetadas pelo fluxo reverso, seguido pelo Piauí, com 73%, e Minas Gerais, com 43%. No Mato Grosso, a expansão agroindustrial coloca painéis sobre galpões e armazéns em escala que a rede de distribuição local não absorve. No Piauí, a irradiação solar entre as mais altas do planeta transformou municípios de baixo consumo em exportadores involuntários de energia no meio do dia. Em Minas Gerais, a CEMIG enfrenta o que pode ser o epicentro regulatório do impasse: a concessionária tem restringido a aprovação de novos sistemas solares em diversas regiões, com pedidos de conexão sendo negados sob a justificativa de risco técnico por inversão de fluxo, desestimulando novos investimentos e tornando a energia solar menos acessível para residências e pequenas empresas.

O mesmo padrão se replica em São Paulo, onde a CPFL Paulista, e no Rio Grande do Sul, onde a RGE, operam sob crescente pressão do setor instalador. Profissionais do setor solar organizaram manifestações e se reuniram com diretores das distribuidoras, apresentando reivindicações baseadas na Lei 14.300/22 e exigindo o fim das reprovações por inversão de fluxo sem justificativas técnicas adequadas. O argumento central dos instaladores tem peso jurídico: a reversão de fluxo só é prejudicial se superar algum limite operacional do sistema — ela não causa degradação da rede em todos os casos. Engenheiros que passaram décadas dentro das próprias concessionárias afirmam que o artigo 73 da Resolução Normativa 1.000/2023 da Aneel conferiu às distribuidoras uma margem interpretativa ampla demais, funcionando como um "cheque em branco" para barrar pareceres de acesso.

O que emerge desse conflito não é uma disputa técnica sobre amperes e transformadores. É uma colisão entre dois modelos de sistema elétrico — o centralizado, que o Brasil ergueu ao longo do século XX ao custo de bilhões em hidrelétricas e linhas de transmissão, e o descentralizado, que se instalou nos telhados em menos de dez anos a partir de decisões individuais de consumidores que faziam seus próprios cálculos de payback. A geração distribuída passou de praticamente inexistente em 2017 para cerca de 33 gigawatts em 2024, com projeção de alcançar 50 GW no Sistema Interligado Nacional até 2029, tornando-se a segunda maior fonte de energia do país. Nenhuma infraestrutura de transmissão ou distribuição foi modernizada nesse mesmo ritmo.

A agravante, revelada agora pela divergência entre os dados oficiais da ANEEL e as medições reais do ONS, é que parte substancial desse crescimento sequer foi declarada. A expansão irregular ocorre quando o titular da unidade consumidora realiza alterações técnicas no sistema de geração sem comunicar ou obter autorização da distribuidora — prática que levou a ANEEL a iniciar processo de fiscalização envolvendo 51 distribuidoras de energia em busca de irregularidades em sistemas de micro e minigeração distribuída, com foco em ampliações clandestinas e inconsistências de medição. Os 14 gigawatts não declarados identificados pelo ONS não são apenas um problema de cadastro — são energia circulando numa rede que desconhece sua própria carga real.

As soluções apontadas nos documentos técnicos convergem para um mesmo horizonte custoso: fortalecimento da infraestrutura de transmissão, revisão dos requisitos técnicos para conexão e instalação de equipamentos que aumentem a estabilidade do sistema. As distribuidoras terão 60 dias para realizar auditorias identificando situações de ampliação sem autorização, com prioridade para a minigeração e os casos com maior divergência entre parâmetros oficiais e reais. No horizonte mais longo, a Lei 15.269/2025, aprovada em novembro passado, trouxe incentivos fiscais para sistemas de armazenamento por baterias — tecnologia que poderia resolver o fluxo reverso ao reter o excedente gerado antes de devolvê-lo à rede em horários de maior demanda, mas cujo custo ainda inviabiliza a adoção em massa.

Há uma ironia estrutural no centro desse impasse. O Brasil construiu uma das matrizes elétricas mais renováveis do mundo, com hidrelétricas, eólicas e agora solar respondendo pela esmagadora maioria da geração. Esse patrimônio ambiental, frequentemente evocado em negociações climáticas, repousa sobre uma infraestrutura de distribuição que não foi projetada para a transição que o próprio país acelerou. Cada painel instalado sem registro é uma evidência de que a política de incentivo funcionou além do esperado — e de que o Estado que a criou não preparou a rede para recebê-la. Quando o ONS alerta que há Itaipu circulando invisível pelos cabos do país, o que ele está dizendo, em linguagem de engenharia, é que a transição energética brasileira chegou antes da infraestrutura que deveria sustentá-la.