Curtailment e o nó da transição energética brasileira
O setor elétrico brasileiro vive um paradoxo. O país é líder em sustentabilidade, com uma matriz predominantemente limpa, impulsionada pela rápida expansão das fontes eólica e solar fotovoltaica. Mas o ritmo dessa transformação expôs gargalos estruturais que colocam em risco a estabilidade financeira dos empreendimentos e a operação do Sistema Interligado Nacional (SIN).
No centro dessa discussão está o aumento do curtailment, que se tornou problema sistêmico. Quando usinas operacionais são impedidas de injetar energia na rede por restrições de transmissão ou excesso de oferta, o prejuízo recai diretamente sobre os geradores. Isso compromete a previsibilidade do fluxo de caixa e a viabilidade financeira de novos projetos.
Dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) apontam que, de janeiro a julho de 2026, o volume médio de restrição de geração eólica e solar atingiu 3.629 MWmed, ou seja, 19,3% de toda a geração potencial das usinas afetadas, um aumento de 2,5% em relação aos 16,8% (3.068 MW médios) registrados no mesmo período de 2025.
A dimensão do problema elevou o tema ao topo da agenda do setor. A Consulta Pública 45/2019 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que já caminha para a fase de conclusão, a revisão da Resolução nº 1030/2022 e o acordo conduzido pelo Ministério de Minas e Energia (MME) para tratar o passivo dos cortes são passos importantes, que reconhecem a gravidade do quadro e buscam trazer previsibilidade e segurança jurídica aos agentes. Entretanto, os desafios do curtailment têm um escopo muito maior, que atravessa o aumento da micro e minigeração distribuída (MMGD), formação de preços e crescimento do consumo. O ponto principal da discussão é que precisamos de uma solução estrutural e planejada, olhando para o futuro do sistema.
Para equacionar a questão sem afetar a atratividade dos investimentos em energia limpa, o setor precisa atualizar o arcabouço regulatório e comercial. Buscar soluções para o curtailment é condição para preservar a segurança jurídica, a integridade dos contratos e o equilíbrio econômico de toda a cadeia.
Uma das origens do problema está na assimetria da formação de preços e na sinalização tarifária. O modelo de precificação precisa refletir as condições físicas da rede em tempo real, integrando a dinâmica operativa à comercial. Em momentos de clara sobreoferta, os modelos computacionais e a operação do sistema devem apontar preços mínimos adequados para orientar as decisões dos agentes de mercado.
Nesse contexto, cabe reavaliar o valor mínimo do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). Manter um piso desconectado da realidade de custos e da abundância de oferta mascara os incentivos para o despacho eficiente do parque gerador. A distorção inibe a resposta da demanda, desestimula arranjos comerciais flexíveis e retarda a viabilização de tecnologias de armazenamento, como as baterias (BESS), essenciais para absorver excedentes e prover serviços ancilares à rede.
Além da precificação, é preciso enfrentar a alocação dos custos decorrentes do excesso de geração, uma questão que não deve ser tratada como restrita às usinas centralizadas. A MMGD já passa de 52 GW instalados no país, representa cerca de 20,6% da capacidade total do SIN em 2026. Essa expansão acelerada alterou significativamente o perfil da curva de carga e o fluxo de potência nas redes de distribuição e transmissão, especialmente nos períodos de maior radiação solar.
Na parcela em que injeta energia na rede, a MMGD impacta a operação e os custos do sistema do mesmo modo que um gerador centralizado. No entanto, a regulação atual isenta o segmento de participar do rateio comercial e do esforço operacional durante os cortes de geração.
A questão não é desincentivar a geração própria, mas reconhecer a física do sistema elétrico. A injeção não gerenciada da MMGD reduz a carga líquida atendida pela geração centralizada e contribui para as sobras sistêmicas, que resultam no desligamento de usinas de grande porte. Por isso, a MMGD deve ser formalmente incluída na apuração e na mitigação dos impactos da sobreoferta, em bases proporcionais e isonômicas.
Essa medida precisa vir acompanhada do combate firme ao crescimento clandestino da MMGD. As conexões irregulares e fraudulentas (o chamado “gato”) distorcem a operação e ocultam o comportamento real da demanda: sobrecarregam a rede e transferem aos consumidores e geradores regulares o custo dessa geração de energia clandestina, prejudicando a governança e a segurança técnica do setor.
Por fim, a solução para o curtailment não pode se restringir à gestão de cortes e limitação da oferta. O caminho estrutural passa pela capacidade de estimular e absorver a energia limpa que produz, convertendo o excedente renovável em fator de desenvolvimento econômico.
É fundamental criar incentivos regulatórios e sinalizações tarifárias que atraiam vetores de consumo intensivo e flexível. A atração de data centers de grande porte, veículos elétricos e o desenvolvimento da indústria do hidrogênio verde — estrategicamente implantados próximos aos centros de produção renovável — surgem como alternativas sustentáveis para transformar a sobra de energia em valor agregado. O desafio regulatório é capturar esse crescimento de carga de forma coordenada com a oferta excedente de renováveis.
Ao direcionar o excesso de geração a novos segmentos industriais e tecnológicos, o país otimiza o aproveitamento de sua infraestrutura existente, alivia a pressão sobre os troncos de transmissão e fortalece a competitividade nacional.
A Apine defende que o diálogo técnico e transparente entre os agentes, a Aneel, o ONS, a EPE e o MME é o caminho para harmonizar a expansão das renováveis com a confiabilidade do sistema.
Alocar os riscos de forma justa, modernizar a formação de preços e incentivar o crescimento da demanda são os pilares indispensáveis para garantir que a transição energética brasileira continue a ser referência global de eficiência, estabilidade e sustentabilidade.
Sobre o autor:
Rui Altieri é Diretor-Presidente da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (APINE).