O Brasil vive uma contradição cada vez mais difícil de ignorar: amplia sua capacidade de geração renovável, mas ao mesmo tempo é obrigado a descartar parte dessa energia por falta de coordenação entre expansão, operação e regulação do sistema elétrico. No centro desse problema está o chamado curtailment, mecanismo que obriga usinas a interromper a geração mesmo quando há sol ou vento disponíveis.
Não se trata de apagão nem de falha técnica nas usinas. O curtailment acontece quando o sistema simplesmente não consegue absorver toda a energia produzida.
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O tamanho do desperdício assusta
Segundo dados citados da FSET/ePowerBay, o Brasil cortou em 2025 cerca de 37 TWh de geração eólica e solar centralizada. O volume é três vezes maior que o registrado em 2024 e dá dimensão do tamanho do desequilíbrio.
Para entender o peso desse número: essa energia equivale a quase tudo o que cidades como São Paulo, Guarulhos, Campinas e Santos consomem em um ano inteiro, ou ainda a cerca de 2,5 vezes a geração combinada de Angra 1 e 2.
Como o sistema chegou a esse ponto
De um lado, a geração centralizada (GC) cresceu de cerca de 17 GW em 2017 para 57 GW em 2025. Essa expansão ocorreu dentro da lógica tradicional do setor: com outorga, parecer de acesso do ONS, contratos de uso da rede e liberação operacional, além de contratação associada à demanda futura prevista.
De outro lado, a geração distribuída (GD) — formada por painéis em telhados, galpões e sistemas de minigeração — saltou de 0,5 GW para 43,5 GW no mesmo período. Foi uma expansão de 87 vezes em apenas oito anos.
O problema, segundo o argumento apresentado no texto, é que a GD cresceu sob uma lógica diferente: com direito de acesso à rede de distribuição, compensação de créditos e enquadramento pela unidade consumidora, mas fora do planejamento sistêmico e sem avaliação equivalente de impacto sobre o equilíbrio geral da rede.
Na prática, o sistema teria comprometido duas vezes o mesmo escoamento: uma vez para a geração centralizada, dentro do rito formal, e outra para a distribuída, por direito regulatório.
Duas lógicas convivendo no mesmo sistema
É essa assimetria que ajuda a explicar a explosão do curtailment. Os números citados mostram a escalada:
- 2017: curtailment médio de 0,1%
- 2021: com 8,4 GW de GD, subiu para 1,2%
- 2023: com cerca de 26 GW de GD, chegou a 4,5%
- 2025: com GD em 44 GW, alcançou cerca de 20%
De acordo com o texto, o próprio ONS calculou que, sem a geração distribuída, o curtailment por razão energética em 2024 teria sido 99% menor.
O ponto central é que o operador não tem autoridade de despacho sobre a GD. Ou seja: quando há desequilíbrio, o ONS não pode mandar a geração distribuída reduzir, parar ou modular sua injeção. Assim, para manter a segurança do sistema, ele corta a única fatia sobre a qual tem controle direto: a geração centralizada.
O problema não é o corte, mas quem paga a conta
A crítica central do texto é que a injustiça não está exatamente no ato de cortar geração para proteger o sistema, mas em concentrar o custo econômico desses cortes na GC, mesmo quando o desequilíbrio decorre de uma escolha regulatória mais ampla.
Na visão apresentada, a geração centralizada acaba absorvendo o impacto financeiro de uma expansão descoordenada de outro regime de geração que cresceu sem a mesma lógica de planejamento e responsabilidade sistêmica.
Regulação reagiu tarde e deixou lacunas
As regras vieram depois do problema e, segundo a análise, não foram suficientes para corrigir o desequilíbrio estrutural.
As REN 927/2021 e 1.030/2022 criaram classificações para os cortes, mas deixaram fora da compensação justamente os cortes por razão energética, que são os mais frequentes e os mais ligados ao avanço da GD.
Já a Lei 15.269/2025 reconheceu parte da questão, mas também não resolveu esse ponto específico.
O resultado é um ambiente em que segue crescendo a preocupação com:
- a confiabilidade do sistema elétrico;
- a segurança do investimento de longo prazo;
- a falta de uma solução compatível com a escala real do problema.
Investidor e consumidor viram vítimas do mesmo impasse
O texto destaca que esse cenário produz duas vítimas que normalmente não aparecem lado a lado: o investidor e o consumidor.
O investidor da geração centralizada firmou contratos de longo prazo com base em um direito historicamente associado à compensação integral do curtailment, respaldado pela Lei 10.848/2004. Com a mudança regulatória e a exclusão de certos cortes da compensação, essa previsibilidade teria sido enfraquecida.
A consequência, segundo a análise, é conhecida: se o investidor voltar, voltará cobrando mais. E o financiamento também ficará mais caro. Em algum momento, esse risco será precificado e repassado à tarifa.
Já o consumidor sofre em duas frentes:
- na conta de luz, com o encarecimento do setor;
- no crescimento econômico perdido, já que energia imprevisível e cara afeta indústria, agronegócio e competitividade.
Sem governança, não há transição sustentável
A conclusão é direta: o curtailment não é a doença, mas o sintoma. O problema de fundo está na falta de coordenação entre geração, transmissão, armazenamento e regras de operação e remuneração.
A solução, segundo o texto, passa por mudanças estruturais, como:
- integrar a GD ao planejamento e à operação do sistema;
- distribuir de forma mais justa o custo do desequilíbrio entre os diferentes regimes;
- criar sinais regulatórios que desestimulem expansão onde ela agrava a sobreoferta;
- avançar em armazenamento e infraestrutura de rede;
- restabelecer previsibilidade regulatória.
Em outras palavras, o desafio deixou de ser apenas técnico. Hoje, ele é sobretudo de governança. E enquanto o país adia decisões, segue desperdiçando energia limpa em nome de regras que já não acompanham a realidade do sistema.
