Horário de verão suspenso desde 2019 pode não retornar em 2025, confirma pasta com foco em pico de energia solar

Especulações recentes sobre a possível volta do horário de verão movimentaram debates em diversas plataformas digitais, especialmente após menções a uma retomada em novembro deste ano. O Ministério de Minas e Energia emitiu nota oficial esclarecendo que a medida, suspensa desde 2019, permanece sob análise contínua, mas não há indícios de implementação imediata. Essa posição surge em meio a preocupações com o suprimento elétrico durante o período seco, quando o consumo tende a elevar.

A pasta destacou que fatores como o crescimento da geração solar fotovoltaica alteraram o perfil de demanda, tornando o adiantamento dos relógios menos impactante para a economia de energia. No entanto, o monitoramento do Sistema Interligado Nacional prossegue para decisões futuras.

• Rumores ganharam força nos últimos sete dias, com buscas online aumentando em mais de 400% segundo ferramentas de tendências.
• Estudos do Operador Nacional do Sistema Elétrico apontam para reservatórios em níveis normais, melhor que em 2024.
• A avaliação considera picos de consumo entre 18h e 20h, influenciados pela saída da geração solar ao entardecer.
• Decisão final cabe ao Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico, com atualizações semanais.

Origem histórica da medida no país

A prática do horário de verão foi introduzida pela primeira vez em 1931, durante o governo de Getúlio Vargas, com o objetivo inicial de otimizar o uso da iluminação artificial em uma época de escassez energética. Naquele período, o adiantamento de uma hora nos relógios visava estender o dia útil sob luz natural, reduzindo o acionamento de lâmpadas nas residências e indústrias. A medida aplicava-se inicialmente a regiões com maior variação sazonal de luminosidade, como o Sul e Sudeste.

Ao longo das décadas, o horário de verão sofreu interrupções e retornos, dependendo de crises hídricas e demandas setoriais. Em 1985, por exemplo, durante o segundo mandato de Vargas, a adoção visou mitigar os efeitos da dívida externa sobre o setor elétrico. Já nos anos 2000, com o boom industrial, a política ganhou força novamente, regulada pelo Decreto 6.558 de 2008, que definia o período de novembro a fevereiro. Essa versão excluía o Norte e Nordeste, onde a diferença entre estações é mínima, evitando desajustes em fusos horários.

Estudos posteriores revelaram que, até 2010, a medida contribuía para uma redução média de 4% no consumo noturno, especialmente em capitais como São Paulo e Rio de Janeiro. No entanto, com a expansão de aparelhos de ar-condicionado, o foco mudou para picos vespertinos, alterando sua eficácia. O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico revisou esses dados em relatórios anuais, culminando na suspensão em 2019 após análises mostrarem economia inferior a 0,5% no total.

Análises técnicas sobre demanda atual

O Operador Nacional do Sistema Elétrico divulgou em julho o Plano de Operação Energética para 2025, projetando cenários de suprimento até 2029. Nesse documento, destaca-se a necessidade de flexibilidade no despacho de usinas térmicas para cobrir déficits de potência nos horários de pico, estimados em até 2,9% sem ajustes. A geração intermitente, como eólica e solar, representa 25% da matriz, mas cai abruptamente após as 17h, coincidindo com o aumento residencial de consumo.

Reservatórios hidrelétricos operam em níveis favoráveis, com recarga prevista de 60% durante o período chuvoso de 2024, superando os 45% de 2023. Essa evolução permite adiar medidas emergenciais, priorizando leilões de reserva de capacidade. O Ministério de Minas e Energia enfatiza que o Sistema Interligado Nacional opera com margem de segurança, evitando riscos de desabastecimento como os de 2001.

• Principais fontes de geração em 2025:
• Hidrelétricas: 55% da oferta, com foco em bacias do Paraná e Tocantins.
• Solar fotovoltaica: 15%, concentrada em Minas Gerais e Bahia, mas limitada ao dia.
• Eólica: 12%, no Nordeste, com produção noturna variável.
• Térmicas: 18%, acionadas apenas em picos para estabilidade.

Esses dados reforçam que o horário de verão, embora útil para diluir demandas, não se mostra essencial neste ciclo, dado o equilíbrio hidrológico.

Influência da energia solar nos estudos

O avanço da geração distribuída solar alterou radicalmente os padrões de consumo desde 2019, quando a capacidade instalada mal ultrapassava 5 gigawatts. Hoje, ultrapassa 47 gigawatts, com mais de 1,5 milhão de sistemas residenciais e comerciais conectados. Essa expansão cria um “gap” de 25 gigawatts entre o pico diurno e o noturno, pressionando o grid para compensações rápidas. Estudos do Operador Nacional indicam que o adiantamento de relógios poderia estender a sobreposição entre geração solar e demanda em até duas horas, reduzindo o despacho térmico em 1,4% em dezembro.

No subsistema Sudeste/Centro-Oeste, responsável por 70% do consumo nacional, a curva de carga mostra picos migrando para 18h-19h devido a home offices e eletrodomésticos. A Nota Técnica 0093/2024 do ONS simula cenários sem o horário de verão, prevendo violações de suprimento em 2026 sem leilões adicionais. Contudo, com reservatórios cheios, o impacto econômico fica em R$ 400 milhões de economia operacional, insuficiente para justificar disrupções sociais.

Regiões como Goiás e Mato Grosso, com alta penetração solar, registram autoconsumo de 80% durante o dia, mas dependem de importações noturnas. A Agência Nacional de Energia Elétrica monitora esses fluxos, recomendando investimentos em baterias para mitigar intermitências. Essa transição para renováveis torna o horário de verão uma ferramenta complementar, não central, nos planos de 2025.

• Benefícios potenciais da solar no contexto:
• Redução de 2,9% na demanda máxima em outubro.
• Economia de R$ 1,8 bilhão em reservas de capacidade anuais.
• Aumento na simultaneidade geração-consumo em 15% para residências.
• Menos emissões de CO2 ao evitar térmicas fósseis em picos.

Reações setoriais à possibilidade de retorno

Entidades empresariais manifestaram posições divididas após a nota do Ministério. A Confederação Nacional da Indústria apoia avaliações técnicas, citando que o horário de verão facilita turnos fabris com mais luz natural, potencializando produtividade em 3% nos meses quentes. Já a Associação Brasileira de Bares e Restaurantes relata queixas sobre vendas noturnas afetadas pelo adiantamento, com perdas estimadas em 5% em fins de semana.

No setor de transportes, sindicatos de motoristas de aplicativos destacam redução de acidentes em 10% durante o dia estendido, conforme dados do Detran de São Paulo. Por outro lado, pediatras da Sociedade Brasileira de Pediatria alertam para distúrbios no sono infantil, com aumento de 20% em consultas relacionadas a insônia em períodos anteriores. Essas vozes influenciam o Comitê de Monitoramento, que incorpora consultas públicas em suas deliberações.

O turismo, especialmente em praias do Nordeste, vê neutralidade, pois a medida não afeta a região. Hotéis no Rio de Janeiro, no entanto, preparam ajustes em reservas se houver confirmação, prevendo influxo de visitantes atraídos por pores do sol tardios. Essas reações sublinham a complexidade além do energético, com o governo priorizando equilíbrio entre eficiência e bem-estar.

Comparação com práticas internacionais

Países temperados como Estados Unidos e Alemanha adotam variações do horário de verão há décadas, com o Daylight Saving Time iniciando em março e terminando em novembro. Nos EUA, a medida economiza 1% no consumo total, focando em redução de crimes noturnos em 7%, segundo o Departamento de Energia. A União Europeia harmoniza datas para evitar confusões fronteiriças, aplicando-a a 27 nações com sucesso em integração de renováveis.

No hemisfério sul, Austrália e Chile seguem modelo similar, ajustando de outubro a abril para alinhar com o verão local. Esses casos mostram ganhos em turismo de 4% e eficiência viária, mas também críticas por jet lag social. Diferente do Brasil, onde o Equador reduz variações luminosas, nações polares como Canadá enfrentam debates anuais sobre abolição devido a custos de adaptação.

Estudos da Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico comparam o Brasil a esses modelos, notando que nossa matriz hidrelétrica amplifica benefícios em secas, mas o crescimento solar exige revisões. A experiência global reforça que a medida funciona melhor em contextos de alta dependência de importações energéticas, guiando nossas análises para 2025 e além.

• Países com adoção ativa:
• Estados Unidos: Economia de US$ 600 milhões anuais em energia.
• Alemanha: Redução de 2% em emissões durante transição.
• Austrália: Aumento de 5% em atividades recreativas diurnas.
• Chile: Integração com redes andinas para estabilidade.
• Brasil (pré-2019): Foco regional, excluindo 40% do território.

Perspectivas para o setor elétrico em 2026

Projeções do Plano de Operação Energética estendem-se a 2029, prevendo demanda crescendo 4% ao ano, impulsionada por data centers e veículos elétricos. O Ministério planeja leilões de potência para adicionar 10 gigawatts, mitigando riscos de violações em picos. A geração solar distribuída deve alcançar 60 gigawatts, demandando grids mais resilientes com smart meters em 30% das residências.

O Comitê de Monitoramento atualiza cenários quinzenalmente, incorporando dados de chuvas via Instituto Nacional de Meteorologia. Essa abordagem proativa evitou crises em 2024, com termelétricas operando abaixo de 15% da capacidade. Para 2026, simulações indicam que ajustes como o horário de verão poderiam adiar investimentos em R$ 2 bilhões, mas apenas se déficits persistirem.

Iniciativas de eficiência, como programas de substituição de lâmpadas LED, já cortaram 1,2% do consumo nacional desde 2023. Empresas de distribuição investem em automação para prever picos, reduzindo perdas em 8%. Esses avanços posicionam o sistema para transições suaves, independentemente de medidas temporárias como o adiantamento de relógios.