Energia demais, demanda de menos: setor põe freio à corrida das renováveis

O setor elétrico brasileiro começa a enfrentar uma discussão que, até poucos anos atrás, parecia improvável. Depois de um longo período em que investimentos massivos para ampliar a oferta de energia eram tratados como condição necessária para garantir segurança ao sistema, técnicos, autoridades, agentes do mercado e até consumidores passaram a questionar a racionalidade de novos investimentos em geração renovável diante da atual sobreoferta de energia no país.

As avaliações partem de representantes de diferentes elos do setor — Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), Abdib (Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústrias de Base), mercado financeiro e consumidores —, mas convergem em um ponto: a expansão da oferta, especialmente solar e eólica, avançou mais rápido que a demanda, estimulada por sinais econômicos equivocados e distorcidos por subsídios.

Ao mesmo tempo, parte das usinas existentes é impedida de produzir toda a energia que poderia entregar ao sistema. Essa restrição ficou conhecida pelo jargão “curtailment”. O ONS tem determinado cortes na produção de usinas renováveis pela falta de demanda suficiente para consumir a energia disponível em determinados momentos.

Um dos primeiros a chamar atenção publicamente para essa mudança de cenário foi o diretor-geral da Aneel, Sandoval Feitosa. Há mais de dois anos ele tem reiterado que os subsídios concedidos ao setor criaram distorções nos sinais econômicos que deveriam orientar a expansão da geração.

“As empresas não respondem ao estímulo natural do mercado, mas, sim, aos subsídios que recebem”, afirmou à CNN.

As falas de Feitosa têm provocado reação de empresas do setor ao expor uma das principais distorções do atual modelo: enquanto a sobra de energia e os cortes de geração sinalizam que a expansão deveria perder ritmo, subsídios conquistados e preservados pelo lobby de diferentes segmentos do setor elétrico continuaram estimulando projetos nos últimos anos.

Mesmo diante dos alertas, governo e Congresso preservaram incentivos à expansão. Em 2024, a MP 1.212 permitiu a projetos elegíveis prorrogar em 36 meses o prazo de entrada em operação sem perder descontos nas tarifas de uso das redes.

No mesmo ano, o governo regulamentou o acesso da minigeração distribuída ao Reidi, regime de incentivo tributário à infraestrutura. Em 2025, a Lei 15.269 permitiu que parte desses projetos também adiasse, sem ônus pela postergação, o início dos contratos de uso da transmissão.

A percepção de Feitosa ganhou ainda mais peso com uma manifestação recente do diretor de planejamento do ONS, Alexandre Zucarato. Em entrevista à CNN, Zucarato concordou com a avaliação de que novos investimentos em geração precisam ser analisados à luz da atual sobreoferta de energia.

O excesso de energia no período diurno já reduz o espaço para novos investimentos em geração no Brasil. O problema, segundo Zucarato, deixou de estar restrito à capacidade das redes de transmissão. Em determinados períodos do dia, simplesmente não existe consumo suficiente para absorver toda a energia disponível, ainda que houvesse capacidade para transportá-la.

“Não faz mais sentido injetar potência na rede no período diurno porque basicamente vamos colocar um megawatt novo e vai ter que deslocar um megawatt existente”, afirmou Zucarato ao Alta Voltagem, programa da CNN.

Para ele, uma das respostas possíveis é justamente desacelerar a expansão. “Isso pode ser contornado com uma postergação de investimentos que não têm outra alternativa”, acrescentou.

Excesso de “capital mal direcionado”

O presidente da Abdib, Venilton Tadini, faz uma avaliação ainda mais contundente. Para ele, o Brasil deixou para trás uma fase marcada pela escassez de investimento privado em infraestrutura elétrica e passou a enfrentar um problema diferente: excesso de recursos direcionados para segmentos que já não necessitam dos mesmos incentivos.

“O que estamos vivendo hoje no setor elétrico é o excesso do investimento privado mal direcionado justamente pelos sinais negativos de excesso de subsídios em segmentos que não necessitam mais, como energia solar e eólica”, afirmou em recente entrevista ao Conexão Infra, da CNN.

O que começou como um problema operacional passou também a produzir consequências financeiras. A perda de receita provocada pelos cortes de geração tem elevado a percepção de risco sobre as empresas renováveis.

Já há casos de quebra de covenants (condições ou cláusulas estabelecidas nos contratos de financiamento) e situações de standstill, quando obrigações relacionadas às dívidas são temporariamente suspensas.

A preocupação também é compartilhada pelos grandes consumidores de energia. Para o presidente da FNCE (Frente Nacional dos Consumidores de Energia), Luiz Eduardo Barata, o atual ritmo de expansão precisa ser revisto. Segundo ele, novos projetos eólicos e solares acabam exigindo investimentos adicionais em transmissão para escoar uma energia que o sistema nem sempre consegue absorver — e o custo dessa infraestrutura recai sobre o consumidor.

“O processo de expansão de renováveis tem que ser feito considerando o consumo de energia que temos hoje e não apenas a vontade do investidor, que é o que está acontecendo”, disse. “Continuar do jeito que está é suicídio”.

Bancos e investidores recalculam o risco

A mudança de cenário começa a aparecer também nas decisões de quem financia o setor. A MegaWhat noticiou que o BNB (Banco do Nordeste), um dos principais financiadores da expansão renovável no país, reorientou temporariamente suas prioridades diante do avanço do curtailment sobre a geração de grande porte no Nordeste.

Após analisar uma série de documentos, o portal especializado no setor elétrico mostrou que, em vez de priorizar novos projetos de geração, o banco passou a colocar à frente investimentos em transmissão, armazenamento de energia e instalação de grandes cargas na região.

A mudança é significativa porque desloca o foco do financiamento da ampliação da oferta para investimentos capazes de aproveitar melhor a energia que o sistema já possui.

No mercado de capitais, o diagnóstico também já aparece na precificação dos ativos. O chefe de banco de investimento do UBS BB, Anderson Brito, afirmou que a sobreoferta e as restrições à geração afetam tanto o valor de mercado das empresas quanto sua capacidade de captar recursos.

“Neste momento, o mercado não vê racionalidade econômica em adicionar nova capacidade de geração sem que haja crescimento correspondente da demanda. O curtailment já afeta receitas, reduz o valor dos ativos e encarece o acesso a capital. Antes de construir mais, é preciso criar condições para absorver melhor a energia que já está disponível”, disse.

Os sinais de desaceleração já aparecem no mercado. Dados da consultoria Greener mostram que as importações de módulos solares caíram 48% no primeiro semestre de 2026 ante igual período de 2025, com retração de 82% no volume destinado às grandes usinas.

Ativos solares e eólicos enfrentam dificuldade para encontrar compradores, diante da menor disposição dos investidores em assumir empreendimentos expostos aos cortes de geração e à incerteza sobre receitas futuras.

A desaceleração também aparece na desistência de projetos. A Aneel tem aprovado pedidos de revogação de outorgas eólicas e solares de empresas como Enel, Engie, EDF e Rio Energy, entre outras.