O setor elétrico brasileiro está deixando de ser um sistema marcado pela escassez para se tornar, cada vez mais, um sistema com excesso estrutural de energia.
Por muitos anos, o planejamento do setor elétrico brasileiro foi guiado por uma preocupação central: garantir oferta suficiente para atender ao crescimento da carga em um sistema fortemente dependente da hidrologia. Esse paradigma, no entanto, começa a se inverter.
As projeções indicam que o país caminha para uma condição estruturalmente distinta, marcada por um excedente relevante de oferta ao longo de boa parte do tempo. Neste contexto, nossa proposta é refletir sobre um tema que se tornou recorrente e desafia o planejamento setorial: o curtailment.
O que é o curtailment?
Se você trabalha no setor elétrico, é bem provável que já conheça esse conceito. Mas aqui vamos assumir que temos leitores de todos os tipos e que talvez não estejam familiarizados com esse termo em inglês.
O curtailment é um termo técnico que se refere à redução ou corte forçado da geração de energia, especialmente em usinas de fontes renováveis, quando a produção supera a capacidade de consumo ou de transmissão do sistema elétrico.
Um dos principais desafios ocorre em regiões com alta concentração de parques eólicos e solares, como o Nordeste brasileiro, onde a produção de energia frequentemente excede a capacidade de escoamento em determinados momentos, sobretudo durante o dia.
Isso significa que, mesmo com ventos intensos ou alta incidência solar, os geradores são obrigados, por orientação do Operador Nacional do Sistema (ONS), a reduzir ou interromper a produção, pois não há como escoar o excedente para outras regiões.
Esses cortes na geração têm impactado diversas empresas no Brasil, que se veem obrigadas a adotar uma estratégia mais conservadora na comercialização da energia, incluindo adiar ou cancelar investimentos em novas usinas diante da dificuldade de manter a viabilidade financeira.
Sobra estrutural de energia
Os números ajudam a dimensionar o problema. Para 2030, a capacidade instalada de geração centralizada deve alcançar 273 GW, segundo dados atuais do ONS. Considerando um fator de capacidade médio da matriz brasileira em torno de 50% (o que é bem conservador), isso se traduz em aproximadamente 136,5 GW médios de energia disponível.
Quando se incorpora à conta a geração distribuída – cuja projeção já atinge 67,5 GW em 2030 – o sistema adiciona cerca de 12,1 GW médios, assumindo um fator típico de 18% para a fonte solar.
No agregado, portanto, o país pode dispor de algo próximo de 148,6 GW médios de oferta frente a uma carga estimada em 98,8 GW médios em 2030.
A diferença da ordem de 50 GW médios não é trivial. Ainda que parte desse volume seja absorvida por perdas elétricas, restrições operativas e margens de segurança, trata-se de um excedente estrutural que tende a se manifestar de forma recorrente na operação.
Prejuízos bilionários aos geradores
É nesse contexto que o curtailment deixa de ser um evento pontual para assumir contornos de risco sistêmico. Em sistemas com elevada participação de fontes intermitentes, como eólica e solar, esse fenômeno tende a se intensificar, especialmente na ausência de mecanismos de armazenamento ou de flexibilidade da demanda.
O Brasil começa a reunir essas condições. A expansão acelerada da geração solar (tanto centralizada quanto distribuída) cria situações cada vez mais frequentes de sobreoferta. Nessas horas, o sistema precisa “escolher” quais usinas permanecem gerando e quais terão sua produção reduzida. Esse processo, embora tecnicamente necessário, desloca riscos relevantes para os geradores.
Esse descolamento entre capacidade e produção efetiva afeta diretamente a gestão de contratos. Geradores passam a conviver com o risco de não conseguir entregar a energia comprometida, mesmo em condições favoráveis de produção.
Em 2025, estimativas indicam que 20% da geração eólica e solar no Brasil deixou de ser aproveitada, com perdas que podem chegar a R$ 6,5 bilhões, segundo a Volt Robotics. Esse movimento evidencia uma mudança estrutural na natureza do risco no setor elétrico.
Risco à segurança do sistema
Ao mesmo tempo, o aumento da sobra de energia não implica, necessariamente, maior segurança de suprimento. A coexistência de excedente energético com possíveis déficits de potência em horários de ponta evidencia uma das principais contradições do novo modelo.
A energia pode sobrar ao longo do dia, mas ainda faltar nos momentos críticos, especialmente em cenários de baixa geração renovável combinada a condições hidrológicas adversas. O desafio, portanto, passa a ser temporal.
Nesse ambiente, atributos como flexibilidade e capacidade de resposta ganham relevância crescente. Soluções de armazenamento, usinas com maior capacidade de modulação e mecanismos de resposta da demanda tendem a assumir papel estratégico para reequilibrar o sistema em termos operacionais e econômicos. A valoração desses atributos, contudo, ainda é incipiente no desenho de mercado brasileiro, o que adiciona mais uma camada de complexidade ao cenário.
Qual é a origem do curtailment?
A origem do curtailment no Brasil está diretamente associada a uma transformação estrutural da matriz elétrica ao longo das últimas duas décadas. Nesse período, o país adotou uma estratégia de diversificação, com forte estímulo à expansão de fontes renováveis como pequenas centrais hidrelétricas, eólicas e, mais recentemente, solares.
Esse movimento foi orientado tanto por diretrizes de sustentabilidade quanto pela busca de modicidade tarifária, o que levou à contratação massiva dessas fontes em leilões regulados.
O resultado é uma matriz que hoje já supera 85% de participação renovável – um indicador relevante do ponto de vista ambiental, mas que traz novos desafios operacionais.
Diferentemente das hidrelétricas com reservatório, que oferecem maior capacidade de modulação, as fontes eólica e solar possuem características intermitentes e menor controlabilidade, o que exige maior coordenação do operador do sistema.
Geração distribuída
Um segundo vetor importante nessa equação surge em 2012, quando a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) estabeleceu as bases regulatórias para a micro e minigeração distribuída. Inicialmente, o crescimento desse mercado foi gradual. A partir de 2016, no entanto, a combinação entre tarifas mais elevadas e a queda expressiva no custo dos sistemas fotovoltaicos acelerou de forma significativa a adoção da geração própria pelos consumidores.
Desde então, a expansão tem sido exponencial. Em cerca de uma década, a geração distribuída saiu de um patamar praticamente irrelevante (próximo de 0,1 GW) para cerca de 50 GW de capacidade instalada, com projeções indicando a possibilidade de atingir 67,5 GW até o fim da década.
Trata-se de um volume que altera de forma estrutural o perfil de carga do sistema. Durante o dia milhões de consumidores passam a injetar energia na rede de forma descentralizada. Esse fenômeno reduz a demanda observada pelo ONS, ao mesmo tempo em que eleva a oferta total de energia disponível.
Como a geração distribuída não é despachável centralmente, o operador precisa ajustar o restante do sistema, em especial as usinas centralizadas, para manter o equilíbrio entre carga e geração.
É nesse ponto que o curtailment ganha relevância. Diante de uma sobreoferta momentânea, o ONS pode ser obrigado a limitar a geração de usinas de maior porte, mesmo que estas tenham condições técnicas de produzir. Embora a geração distribuída não seja a única responsável por esse cenário, sua expansão intensifica uma tendência já observada com o crescimento das fontes renováveis centralizadas.
Apagão de 2023
Esse contexto se torna ainda mais sensível quando combinado a restrições de transmissão e a eventos operativos. O episódio de 15 de agosto de 2023, que resultou em um desligamento de grande proporção no Sistema Interligado Nacional (SIN), reforçou a necessidade de maior rigor nos critérios de operação. A partir de então, o ONS passou a adotar uma postura mais conservadora na gestão do sistema, especialmente no que se refere aos limites de escoamento e à estabilidade da rede.
Como consequência, aumentaram as situações em que a geração renovável precisa ser restringida para garantir a segurança operativa. Em outras palavras, o curtailment não decorre de um único fator, mas da convergência entre expansão acelerada da oferta, mudanças no perfil de consumo, limitações da infraestrutura e a necessidade crescente de preservar a confiabilidade do sistema elétrico.
Quais são os tipos de curtailment?
No Brasil, existem três motivos que podem levar o ONS a restringir a geração, são eles:
- Corte por restrição da rede: ocorre quando a infraestrutura de transmissão não consegue escoar toda a energia gerada.
Principais causas:
- Linhas de transmissão saturadas
- Atraso na entrada de reforços ou novas linhas
- Subestações ou equipamentos com limite operacional
- Cortes por razões de segurança operativa: acontece quando o ONS reduz a geração para manter a estabilidade da rede.
Principais causas:
- Controle de frequência
- Controle de tensão
- Requisitos de inércia e estabilidade
- Contingências (falhas, manutenção, riscos operativos)
- Cortes por excesso de oferta: ocorre quando não há demanda suficiente para absorver toda a geração disponível.
Principais motivos:
- Baixa demanda (madrugada, fins de semana, feriados)
- Alta geração renovável simultânea (vento + sol)
Qual é a solução para o curtailment?
Não existe uma “bala de prata” para o curtailment. O fenômeno é consequência de um sistema que passou a operar com elevada penetração de renováveis intermitentes, crescimento acelerado da geração distribuída e limitações físicas e operativas da rede. Por isso, a mitigação tende a vir de um conjunto de soluções tecnológicas, regulatórias e de mercado.
A expansão e modernização da infraestrutura de transmissão continuam sendo a resposta mais direta. O Brasil mantém um calendário recorrente de leilões para ampliar a malha e viabilizar o escoamento da geração, sobretudo a partir do Nordeste.
Ainda assim, há um descompasso estrutural entre o ritmo de entrada das usinas e o prazo de implantação das linhas, que envolve licenciamento ambiental, complexidade de obras e custos elevados. Esse gap temporal é um dos fatores que explicam o aumento de restrições elétricas e, consequentemente, de cortes de geração.
Armazenamento de energia
Nesse contexto, o armazenamento de energia desponta como uma das alternativas mais relevantes. Sistemas de baterias em larga escala permitem deslocar energia ao longo do tempo, armazenando o excedente das horas de baixa demanda (ou alta geração solar) e devolvendo ao sistema nos momentos de maior valor. Além de reduzir o curtailment, o armazenamento contribui para serviços ancilares, como controle de frequência e suporte à estabilidade da rede.
No Brasil, porém, esse mercado ainda está em fase inicial. A discussão regulatória conduzida pela ANEEL desde 2023 (CP nº 39/2023) busca definir o enquadramento dessas tecnologias, suas fontes de receita e a forma de participação nos diferentes ambientes de contratação. A expectativa de uma definição mais robusta até 2026, somada à sinalização de leilões específicos para baterias, o que tende a destravar investimentos.
Resposta da demanda
Outra frente relevante está na evolução do desenho de mercado. Um sistema com excedente estrutural de energia exige sinais de preço mais granulares e aderentes à realidade operativa. A tendência é de maior diferenciação horária – com preços mais baixos (ou até nulos) em períodos de sobreoferta e valorização nos momentos de escassez relativa.
Nesse ambiente, instrumentos como resposta da demanda ganham protagonismo. Grandes consumidores passam a ter incentivo econômico para ajustar seu perfil de consumo, deslocando carga para horários de maior disponibilidade de energia. Esse movimento, ainda incipiente no Brasil, pode se tornar um vetor importante de reequilíbrio sistêmico.
Compensação aos geradores
Do ponto de vista regulatório, a Lei nº 15.269/2025 introduz um elemento adicional ao debate ao prever mecanismos de ressarcimento para geradores afetados por cortes de geração decorrentes de restrições da rede e da operação. A proposta, em linhas gerais, busca tratar o curtailment como um custo sistêmico, com possibilidade de repasse aos consumidores.
Trata-se de uma solução que endereça o impacto econômico imediato sobre os geradores, mas que não elimina a causa do problema. Além disso, a operacionalização desse mecanismo ainda depende de regulamentação (atualmente em discussão em consulta pública) que definirá critérios de elegibilidade, metodologias de cálculo e formas de pagamento. O desenho final será determinante para evitar distorções e garantir que os sinais econômicos continuem incentivando a alocação adequada de riscos.
Um novo paradigma para o setor elétrico
O avanço do curtailment sinaliza uma mudança estrutural no setor elétrico brasileiro. O país deixa de operar sob o risco predominante de escassez para enfrentar um novo desafio: gerenciar o excesso de energia em um sistema cada vez mais renovável e descentralizado.
Em última instância, o curtailment não deve ser interpretado apenas como um problema a ser eliminado, mas como um sinal de transição para um sistema mais renovável e mais complexo. A forma como o Brasil responderá a esse desafio vai determinar se o excedente de energia se traduzirá em eficiência e competitividade ou em perdas e distorções ao longo da cadeia elétrica.
Nesse novo cenário, atributos como flexibilidade, armazenamento e capacidade de resposta passam a ter valor crescente. A forma como esses elementos serão incorporados ao planejamento e ao mercado será determinante para garantir eficiência, segurança e competitividade nos próximos anos.
A Simple Energy acompanha de perto as transformações do setor elétrico e ajuda sua empresa a tomar decisões mais inteligentes em um ambiente cada vez mais dinâmico.
Quer entender como esse novo cenário impacta os preços de energia e as estratégias no mercado livre?
