Em agosto de 2025, o Brasil cortou 36% da capacidade de geração solar e 21% da eólica em um único mês. Não porque faltou sol ou vento. Mas porque o sistema elétrico não conseguiu absorver a energia que os parques estavam produzindo.
O nome técnico do problema é curtailment, palavra inglesa que define os cortes obrigatórios de geração determinados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) quando a rede não tem capacidade de escoar toda a produção disponível. E ele está crescendo num ritmo que começa a colocar em risco a viabilidade econômica de novos projetos renováveis no Brasil.
Os Números que Mostram a Gravidade
O curtailment não é um problema novo no sistema elétrico brasileiro. Mas a velocidade com que piorou nos últimos três anos transforma um gargalo operacional em uma crise estrutural.
Os dados falam por si.
De janeiro a agosto de 2025, os cortes atingiram 17,2% do potencial total de geração de fontes renováveis. Em termos financeiros, só em 2025, as perdas do setor somaram R$ 3,2 bilhões. Desde 2021, o prejuízo acumulado chega a R$ 6,5 bilhões.
Mas o que mais chama atenção é a curva de crescimento:
- Em 2022, os cortes de janeiro a agosto somaram 51 MWm
- Em 2023, subiram para 150 MWm
- Em 2024, chegaram a 987 MWm, alta de 557% em relação ao ano anterior
- Em 2025, atingiram o recorde de 3.256 MWm
Uma consultoria internacional, a Wood Mackenzie, estima que se nada mudar, o curtailment pode triplicar até 2035, com a taxa média do Sistema Interligado Nacional (SIN) passando de 2% para 8%. No Nordeste, a situação seria ainda mais grave: 11% de corte médio, mais que o quíntuplo da taxa projetada para o Sudeste.
Por Que Isso Acontece
A explicação técnica é simples: o Brasil expandiu sua capacidade de gerar energia renovável num ritmo que a infraestrutura de transmissão e a regulação do sistema não acompanharam.
O sistema elétrico precisa de equilíbrio constante entre oferta e demanda. Quando os parques solares e eólicos geram mais do que a rede consegue transmitir ou do que o mercado está consumindo naquele momento, o ONS precisa mandar parar a geração para evitar instabilidades que poderiam causar apagões.
Os momentos mais críticos são as manhãs dos finais de semana e feriados, quando o sol está forte, os parques estão gerando no pico, mas o consumo industrial e comercial cai drasticamente. O sistema fica com excesso de energia que não tem para onde ir.
O problema tem três causas que se somam. A primeira é a falta de linhas de transmissão suficientes para escoar a produção do Nordeste para o restante do país, região que concentra a maior parte dos parques eólicos e solar. A segunda é a falta de flexibilidade das usinas de base, como termelétricas e a usina nuclear de Angra, que não conseguem ser desligadas e religadas rapidamente para acompanhar as variações da geração renovável. A terceira é o crescimento acelerado da geração distribuída, com painéis solares em telhados residenciais e comerciais que injetam energia na rede sem coordenação centralizada.
O Paradoxo que Afeta o Consumidor
O curtailment não é só um problema para os geradores de energia que deixam de faturar. Ele tem um impacto direto na conta de luz do consumidor, e é aqui que o paradoxo fica mais visível.
Quando o ONS manda cortar a geração solar e eólica, que são as fontes mais baratas da matriz elétrica, o sistema precisa compensar com usinas termelétricas a gás ou óleo, que são mais caras e mais poluentes. Esse custo adicional é repassado para as tarifas.
Ao mesmo tempo, os geradores que sofrem os cortes têm seus contratos impactados. Como eles precisam compensar a perda de receita, cobram um prêmio de risco maior nos novos contratos de energia de longo prazo, o que encarece a energia futura para todos.
O resultado prático é que o Brasil paga mais pela sua conta de luz justamente porque tem energia limpa demais para o sistema absorver. Uma situação que só existe porque a infraestrutura não foi planejada no mesmo ritmo da geração.
O Que Está Sendo Feito, e o Que Ainda Falta
O governo e o ONS não estão ignorando o problema. Mas as soluções disponíveis no curto prazo são limitadas.
A licitação de novas linhas de transmissão está em curso, mas obras de transmissão levam de cinco a oito anos para ficarem prontas. A regulamentação dos sistemas de armazenamento em baterias (BESS), que avançou no Rio Grande do Norte com a resolução do Conema em abril, é uma das ferramentas mais diretas para resolver o problema porque permite guardar o excedente de geração em vez de cortá-lo. Mas o parque de baterias instalado ainda é insignificante perto da escala necessária.
A Aneel, como mostrou a consulta pública aberta em abril de 2026, está discutindo regras para gerenciar os cortes de geração distribuída com mais precisão e equidade. Mas a consulta em si não resolve o gargalo estrutural de transmissão.
Consultores do setor apontam que a lista de ações necessárias inclui ao menos oito frentes:
- Expansão acelerada da transmissão com licitações em prazo menor
- Programas de incentivo a baterias em escala industrial e residencial
- Revisão das regras de despacho para priorizar renováveis mesmo em momentos de excess
- Flexibilização de usinas termelétricas para resposta rápida
- Sinalização de preços por localização para inibir novos projetos em regiões já saturadas
- Incentivos para consumo em horários de excesso de geração, como carregamento de veículos elétricos
- Interconexão com países vizinhos para exportar o excedente
- Regulação mais precisa para a geração distribuída em zonas críticas
Por Que o Nordeste Está no Centro do Problema
O Nordeste concentra a maior parte dos parques eólicos e solares do Brasil. Produz hoje 91% da energia eólica e 42% da solar nacional. E vai receber a maior parte dos novos projetos previstos para os próximos dez anos, incluindo as plantas de hidrogênio verde, os data centers e os complexos industriais que dependem de energia renovável barata e firme.
Se o curtailment chegar a 11% de taxa média no Nordeste até 2035, como projeta a Wood Mackenzie, boa parte desses investimentos começa a não fechar a conta. Um projeto de hidrogênio verde que depende de energia a baixo custo e de forma contínua não sobrevive com 11% da sua geração cortada sem compensação. Um data center que precisa de energia firme vinte e quatro horas por dia não pode ter o fornecimento interrompido pelo ONS nas manhãs de domingo.
A solução passa por transmissão, armazenamento e regulação. E passa também por dados que mostrem com precisão onde o sistema trava, em que horários, com que frequência e com que custo para cada tipo de projeto. Sem esse mapa, as decisões de investimento são tomadas no escuro.
O Papel dos Dados Nesse Debate
O curtailment é, em última análise, um problema de informação mal distribuída. Geradores constroem mais do que a rede suporta porque as sinalizações de preço e de capacidade chegam tarde ou de forma difusa. Investidores colocam capital em regiões saturadas porque não têm acesso a dados detalhados sobre onde o sistema já está no limite.
Plataformas como a SustenData se tornam estratégicas nesse contexto, fornecendo dados que ajudam empresas a tomar decisões mais fundamentadas e a identificar as melhores oportunidades de investimento no setor de forma confiável e orientada a impacto real.
Um sistema elétrico mais inteligente começa com dados melhores. E o Nordeste precisa desse mapa agora, antes que os próximos R$ 100 bilhões em projetos cheguem a regiões onde o sistema já não consegue absorver o que foi construído ontem.
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