Por Redação do Jornal O Sul | 4 de setembro de 2025
O diretor de operações do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Cristiano Vieira, avalia que a volta do horário de verão traria benefícios concretos à operação do sistema, mas sua aplicação este ano não será imprescindível para a segurança do suprimento.
O horário de verão é uma medida que adianta os relógios em uma hora durante o verão para aproveitar melhor a luz solar e reduzir o consumo de energia elétrica nos horários de pico.
No Brasil, ele foi encerrado em 2019, por decisão do ex-presidente Jair Bolsonaro após estudos da época apontarem baixa efetividade no novo perfil de consumo de energia.
O debate sobre o retorno do horário de verão voltou à pauta do setor elétrico e segue na mesa do governo, que já acelera medidas emergenciais para evitar risco de falta de atendimento. Segundo Vieira, a nova realidade mostra que a medida é efetiva e recomendável pelo órgão, mas não mais fundamental para a segurança do sistema no curto prazo.
“Para este horizonte agora [de 2025] não chega a ser imprescindível. É efetivo, recomendável, tem benefícios tangíveis, mas é uma decisão que extrapola o setor elétrico, já que envolve outros ministérios e toda uma discussão dentro do governo para ser materializado”, afirmou.
Segundo Vieira, a principal vantagem do horário de verão está em reduzir a necessidade de geração térmica, geralmente acionada para atender aos picos de demanda no início da noite. Ao deslocar o consumo para um período com maior incidência de luz solar, a medida poderia aliviar o sistema, mas sua adoção neste ano dependerá de avaliação do governo federal.
Embora o Executivo avalie que o horário de verão não seja essencial em 2025, o órgão já destacou que a necessidade de reforço da capacidade deve se acentuar em 2026. O operador já apontou ao Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) um descompasso entre o calendário dos leilões de contratação e a evolução da demanda.
“Com a sinalização de déficits, esperamos a realização de leilões. Sendo realizado, temos desde a contratação de recursos novos e usinas existentes que não estão contratadas”, disse o diretor.
Nesse contexto, o CMSE, coordenado pelo Ministério de Minas e Energia (MME), determinou, recentemente, a antecipação do início de suprimento de energia de termelétricas contratadas no Leilão de Reserva de Capacidade (LRCap) de 2021. As usinas, que somam 2,2 gigawatts (GW) de potência instalada, utilizam combustíveis fósseis, como gás natural, óleo diesel e óleo combustível, e devem reforçar o sistema já em agosto de 2025.
O diretor ressaltou que o desafio central do ONS é garantir flexibilidade operacional, ou seja, operar com usinas que liguem e desliguem rapidamente, conforme a necessidade do sistema. As hidrelétricas, que historicamente desempenharam o papel de equilibrar oferta e demanda, enfrentam limitações ambientais e de expansão.
O fato é que muitas usinas operam com inflexibilidade, o que dificulta a operação. Além disso, o crescimento das fontes eólica e solar, por serem intermitentes e não controladas diretamente pelo ONS, amplia os desafios para equilibrar oferta e demanda em tempo real.
Essa combinação faz com que o operador dependa cada vez mais de mecanismos adicionais na operação, como leilões de capacidade, resposta da demanda e, eventualmente, sistemas de armazenamento, para garantir a segurança do suprimento nos próximos anos.
Ao mesmo tempo, a rápida expansão da micro e minigeração distribuída (MMGD), que acrescenta cerca de 7 GW de capacidade por ano, cria novos obstáculos. Essa energia, por não ser controlada diretamente pelo ONS, pode levar a picos de oferta em horários de baixa demanda.
Esse fenômeno foi visto no Dia dos Pais de 2025, quando o país esteve próximo de um apagão causado não pela falta, mas pelo excesso de geração em um momento de baixa carga. Essa sobreoferta tem, inclusive, aumentado os cortes de geração renovável determinados pelo ONS. (Com informações do portal de notícias Valor Econômico)
