Curtailment cresce e pressiona renováveis em 2026
Os cortes de geração solar e eólica continuam avançando no Brasil e reforçam um dos principais desafios da expansão renovável no Sistema Interligado Nacional.
Levantamento baseado em dados públicos do Operador Nacional do Sistema Elétrico indica crescimento de aproximadamente 18% no volume de geração renovável não aproveitada em 2026, na comparação com o mesmo período do ano passado. Outra análise independente, utilizando a base do ONS entre janeiro e agosto, calculou avanço de 18,3%, com cerca de 22,47 milhões de MWh de produção potencial que deixou de ocorrer no período.
O problema não está apenas crescendo em volume. A composição dos cortes também mudou.
As restrições classificadas como razão energética, associadas principalmente a situações em que existe mais geração disponível do que carga capaz de absorvê-la naquele momento, passaram a representar a maior parcela do curtailment.
Entre janeiro e agosto, esse tipo de corte respondeu por cerca de 67% das restrições, ante 49% no mesmo período de 2025 e apenas 21% em 2024.
Essa mudança é relevante porque mostra que ampliar a transmissão, embora continue essencial, já não é suficiente para resolver sozinho o problema.
O setor também precisa lidar com uma questão estrutural: em determinadas horas do dia, especialmente durante períodos de elevada geração solar e eólica, o sistema possui mais energia disponível do que consegue consumir.
Curtailment deixa de ser problema pontual
Os cortes de geração ganharam escala nos últimos anos.
Inicialmente, grande parte da discussão estava associada a limitações da infraestrutura de transmissão e à indisponibilidade de determinados equipamentos.
Com o avanço acelerado da geração renovável, porém, o problema passou a incorporar uma segunda dimensão: sobreoferta de energia.
O próprio ONS reconhece que os cortes por razões energéticas se tornaram predominantes e devem continuar elevados ao longo dos próximos anos.
Isso significa que o sistema pode possuir linhas disponíveis e usinas tecnicamente aptas a produzir, mas ainda assim precisar reduzir geração.
A razão é simples: oferta e demanda precisam permanecer equilibradas em tempo real.
Se a produção disponível supera o consumo e os recursos de armazenamento ou exportação já estão esgotados, alguma fonte precisa reduzir sua entrega.
Mais de 60% da geração potencial foi cortada em dezenas de dias
O agravamento fica ainda mais evidente quando analisado por dia.
Entre janeiro e agosto de 2026, o Brasil registrou 51 dias em que os cortes de geração eólica e solar superaram 60% da produção potencial das usinas afetadas.
No mesmo período de 2025, haviam sido registrados 30 dias nessa condição.
Na prática, aproximadamente um em cada cinco dias dos primeiros oito meses do ano apresentou níveis extremamente elevados de restrição.
Essa frequência mostra que o curtailment deixou de ser um evento excepcional.
Para determinadas usinas, especialmente em regiões com grande concentração de renováveis, a possibilidade de ter parte relevante da produção limitada já precisa ser incorporada diretamente ao planejamento econômico dos projetos.
Volume não aproveitado aumenta
As diferentes metodologias utilizadas para calcular o curtailment podem produzir números ligeiramente distintos.
Uma análise dos dados do ONS aponta 3.853 MW médios de cortes entre janeiro e agosto, crescimento de 18,3% em relação ao mesmo período de 2025.
Outra avaliação da base do operador, considerando a geração não realizada das usinas acompanhadas, encontrou 4.122 MW médios, aumento de aproximadamente 21%.
A diferença decorre de critérios e recortes distintos das bases.
O ponto comum entre as análises é mais importante: a quantidade de energia renovável disponível e não aproveitada continua crescendo de maneira significativa.
O fenômeno também ocorre mesmo sem avanço equivalente da geração efetivamente entregue ao sistema.
Isso significa que parte da nova capacidade renovável adicionada ao parque brasileiro está competindo pelo mesmo espaço operacional disponível.
Razões energéticas passam a dominar os cortes
A mudança mais importante aparece na origem das restrições.
Os cortes relacionados a razões energéticas aumentaram fortemente em 2026.
Em uma das análises da base do ONS, esse volume passou de 1.706 MW médios para 2.837
MW médios, crescimento de 66,3% em um ano.
Ao mesmo tempo, os cortes associados à confiabilidade da rede recuaram.
Esse movimento reforça a leitura de que a expansão da transmissão, embora necessária, não eliminará o curtailment.
Se uma região possui grande produção solar e eólica simultaneamente e a carga nacional não cresce no mesmo ritmo, novas linhas apenas transferem o excedente para outras regiões que também podem estar com oferta elevada.
O desafio passa a ser sistêmico.
Meio do dia concentra maior pressão
O problema é especialmente intenso durante as horas de maior geração solar.
O ONS identifica o intervalo entre aproximadamente 9h e 16h como o período mais crítico para as restrições futuras.
Nesse horário, três fatores podem ocorrer simultaneamente:
produção elevada de usinas solares centralizadas;
forte injeção da micro e minigeração distribuída;
e geração eólica relevante, especialmente no Nordeste.
Ao mesmo tempo, o consumo do SIN pode não ser suficiente para absorver toda essa energia.
O resultado é uma redução da chamada carga líquida — a parcela da demanda que precisa ser atendida pelas usinas controladas diretamente pelo operador.
O ONS alerta que, entre 2026 e 2029, o problema deverá permanecer estruturalmente concentrado justamente nesse intervalo do dia.
Solar aparece mais exposta
A fonte fotovoltaica tende a enfrentar uma exposição maior ao problema.
Nas projeções de médio prazo do ONS, o percentual de corte solar permanece superior ao observado para a geração eólica em praticamente todo o horizonte.
Para 2026, os estudos indicavam cortes médios próximos de 23,5% da geração fotovoltaica analisada, frente a aproximadamente 10,5% para a fonte eólica.
A diferença está diretamente relacionada ao perfil horário.
A geração solar possui elevada concentração no período diurno.
Quando milhares de usinas produzem simultaneamente, a oferta cresce rapidamente.
A expansão da geração distribuída adiciona ainda mais energia nesse mesmo intervalo.
Por isso, novos projetos solares precisam cada vez mais analisar não apenas irradiação, terreno e conexão, mas também o perfil de absorção do sistema.
Expansão renovável começa a competir consigo mesma
Esse fenômeno cria uma situação nova para o setor brasileiro.
Durante muitos anos, adicionar uma nova usina renovável significava, de maneira relativamente direta, adicionar nova energia ao sistema.
Hoje, isso nem sempre acontece.
Em determinados horários, uma nova usina solar pode não aumentar a quantidade total de energia renovável aproveitada.
Ela pode apenas dividir com outros projetos a capacidade existente de geração.
O próprio ONS alerta para um possível efeito de “soma zero”, no qual novas usinas renováveis passam a deslocar produção de ativos já existentes sem aumentar significativamente a energia útil entregue ao SIN.
Esse cenário muda profundamente a lógica de desenvolvimento.
Transmissão continua sendo parte da solução
Apesar do avanço dos cortes por razão energética, os gargalos de transmissão continuam relevantes.
Existem regiões onde a geração poderia ser absorvida por outros subsistemas, mas não consegue ser transportada devido a limitações da rede.
Nordeste e Norte concentram grande parte da expansão renovável, enquanto Sudeste/Centro-Oeste segue como principal centro de carga.
Ampliar as interligações continua sendo fundamental para aproveitar melhor essa diferença geográfica.
Novos corredores, reforços de subestações e aumento da capacidade de transferência podem reduzir parte dos cortes.
Na ePowerBay, o Mapa Interativo e a pesquisa de Subestações da Rede Básica ajudam a visualizar justamente essa relação entre geração, conexão e infraestrutura.
Mas novas linhas não resolvem sobreoferta nacional
Existe, porém, um limite.
Se o sistema inteiro estiver com excesso de oferta, transportar a energia para outra região não resolve o problema.
É nesse ponto que os cortes por razão energética se diferenciam dos gargalos puramente locais.
O SIN pode estar com transmissão disponível, mas ainda assim possuir geração superior à carga.
Nesse cenário, é necessário aumentar o consumo, armazenar a energia ou reduzir a produção.
Essa distinção é fundamental para compreender por que o curtailment tende a continuar mesmo com os grandes investimentos previstos em transmissão.
Geração distribuída aumenta desafio operacional
A expansão da micro e minigeração distribuída possui papel importante nessa transformação.
O Brasil instalou milhões de sistemas solares em telhados e pequenos terrenos.
Essa energia reduz o consumo observado pelo operador durante o dia.
Para o consumidor, isso representa produção local.
Para o ONS, representa uma redução da carga líquida.
Quanto maior a geração distribuída, menor a quantidade de energia que precisa ser atendida pelas grandes usinas solares, eólicas, hidrelétricas e térmicas durante as horas de sol.
Isso aumenta a competição entre as fontes centralizadas.
O ONS projeta que a participação da geração distribuída continuará crescendo ao longo dos próximos anos, aumentando a pressão sobre o balanço diurno.
Feriados mostram dimensão do problema
O problema fica particularmente evidente em fins de semana e feriados.
Nesses dias, o consumo industrial e comercial diminui.
A geração solar, entretanto, continua dependendo da irradiação e pode permanecer elevada.
Em junho de 2026, o ONS precisou acionar pela primeira vez um plano emergencial de gestão de excedentes envolvendo geração conectada às redes de distribuição.
Durante o episódio, aproximadamente 1.000 MW foram restringidos entre 10h e 14h, em um cenário de baixa carga e elevada injeção solar.
Esse tipo de situação ajuda a ilustrar por que o curtailment se tornou um problema do equilíbrio energético do sistema e não apenas da transmissão.
Baterias ganham importância
O armazenamento é uma das soluções mais discutidas para reduzir parte das restrições.
Baterias podem absorver energia durante períodos de elevada oferta e devolvê-la posteriormente.
Esse comportamento é particularmente adequado ao perfil solar.
Um sistema BESS pode carregar durante as horas próximas ao meio-dia e descarregar no final da tarde ou início da noite, quando a produção fotovoltaica cai e a carga permanece elevada.
Esse deslocamento não elimina completamente o curtailment, mas aumenta a capacidade do sistema de aproveitar a energia disponível.
Por isso, os primeiros leilões brasileiros de armazenamento ganharam importância estratégica.
LRCAP pode adicionar flexibilidade
Os Leilões de Reserva de Capacidade para sistemas de armazenamento previstos para dezembro representam uma das primeiras respostas estruturadas ao problema.
Os projetos contratados deverão disponibilizar potência ao sistema e poderão ajudar a deslocar energia entre diferentes horários.
Na ePowerBay, o dashboard Leilão de Reserva de Capacidade — LRCAP 2026 permite acompanhar o desenvolvimento desses certames.
Para a discussão sobre curtailment, entretanto, o elemento mais importante será observar onde as baterias serão instaladas e se sua operação coincide com as regiões e horários de maior excedente.
BESS colocalizado pode ganhar valor
Outra possibilidade é associar diretamente baterias às usinas solares e eólicas.
O Brasil já começou a regulamentar e autorizar projetos BESS colocalizados.
Nesse modelo, a bateria fica associada ao empreendimento gerador.
Parte da energia que seria limitada em determinado horário pode ser armazenada e entregue posteriormente.
Para o gerador, isso cria uma nova possibilidade de gerenciamento de sua produção.
Também pode aumentar a utilização do ponto de conexão.
À medida que o curtailment cresce, essa arquitetura tende a ganhar maior relevância econômica.
Grandes consumidores podem ajudar
O aumento da carga é outra forma de reduzir excedentes.
O Brasil possui projetos de data centers, hidrogênio, mineração e outras atividades eletrointensivas com potencial para adicionar vários gigawatts de demanda ao sistema.
O próprio ONS realizou simulações avaliando o impacto de novas cargas sobre o curtailment.
Em um dos cenários, aproximadamente 4 GW de novos consumidores reduziram os cortes em 693 MW médios, correspondendo a uma eficiência teórica próxima de 17%.
O resultado mostra que novas cargas ajudam, mas também não resolvem o problema sozinhas.
Se a geração continuar crescendo mais rapidamente do que o consumo durante as horas críticas, o excedente reaparece.
Crescimento da carga precisa ocorrer no horário certo
Não basta apenas aumentar o consumo anual.
O horário em que a carga aparece também importa.
Uma indústria que opera continuamente possui impacto diferente de uma carga concentrada durante a noite.
Para reduzir o excesso solar, o sistema se beneficia especialmente de consumidores capazes de utilizar mais energia durante o período de maior geração fotovoltaica.
Isso abre espaço para novas estratégias tarifárias, resposta da demanda e processos industriais flexíveis.
No futuro, o preço da energia poderá criar incentivos cada vez mais claros para deslocar consumo para os horários de maior oferta.
Hidrelétricas também contribuem com flexibilidade
Os reservatórios brasileiros oferecem outra vantagem importante.
Hidrelétricas conseguem reduzir geração durante períodos de elevada oferta renovável e preservar água para produzir posteriormente.
Esse comportamento já ajuda a absorver parte da expansão solar e eólica.
O problema surge quando o nível mínimo necessário de geração hidráulica, combinado com outras fontes inflexíveis e a geração distribuída, ainda supera a carga.
Nesses momentos, os cortes renováveis tornam-se inevitáveis.
Por isso, o planejamento precisa considerar conjuntamente armazenamento hidráulico, baterias, transmissão e demanda.
Análise de Curtailment ganha peso nas decisões
O crescimento das restrições muda também a forma como novos projetos precisam ser analisados.
Durante muito tempo, desenvolvedores observavam principalmente recurso energético, CAPEX, conexão e preço da energia.
Agora, o risco de curtailment precisa entrar diretamente no modelo financeiro.
Duas usinas com a mesma capacidade e produção potencial podem apresentar resultados muito diferentes dependendo do volume de cortes sofridos.
Na ePowerBay, o dashboard Análise de Curtailment é a ferramenta mais diretamente relacionada a essa nova realidade.
Ele permite acompanhar as restrições e avaliar a exposição dos ativos.
Ranking de Curtailment permite comparar ativos
Além da visão agregada, a ePowerBay possui o Ranking de Curtailment, que permite comparar empreendimentos e identificar aqueles mais afetados pelas restrições.
Essa leitura é importante porque o curtailment não é distribuído de maneira uniforme.
Localização, ponto de conexão, fonte, condições regionais da rede e perfil de operação influenciam os cortes.
Por isso, observar apenas a média nacional pode esconder diferenças importantes.
Para investidores, comparar ativos ajuda a identificar onde o problema possui maior impacto econômico.
ONS amplia transparência dos dados
O aumento da relevância do tema também levou o ONS a trabalhar em melhorias na divulgação das informações.
Em setembro, o operador anunciou avanços em um plano de ação voltado a aprimorar dados e comunicação sobre curtailment.
O ONS já mantém bases públicas específicas para as restrições de usinas eólicas e fotovoltaicas.
Esses dados passam por revisões recorrentes e podem ser atualizados após a publicação inicial.
Isso também ajuda a explicar diferenças entre alguns levantamentos realizados por consultorias e veículos.
A metodologia e a data de extração podem alterar os resultados.
Cortes devem permanecer elevados
O cenário de médio prazo ainda é desafiador.
As projeções do ONS indicam que o curtailment continuará elevado pelo menos até o final da década.
Mesmo com novas obras de transmissão, a combinação entre geração solar distribuída, expansão renovável centralizada e crescimento mais lento da carga durante o período diurno mantém pressão sobre o sistema.
O operador estima percentuais particularmente altos para a geração fotovoltaica.
Isso significa que desenvolvedores precisarão incorporar o risco estrutural de cortes aos novos investimentos.
Expansão da oferta precisa acompanhar capacidade de absorção
A principal mensagem dos estudos recentes é que adicionar geração sem observar a capacidade de absorção pode aumentar o problema.
O Brasil possui excelente recurso solar e eólico.
Isso não significa, porém, que qualquer quantidade de novas usinas possa ser incorporada ao sistema imediatamente.
A expansão precisa considerar três dimensões simultaneamente:
capacidade de transmissão;
crescimento da carga;
e recursos de flexibilidade.
Quando geração avança muito mais rapidamente do que esses três elementos, o resultado é aumento do curtailment.
Perspectivas para o setor
O crescimento de aproximadamente 18% nos cortes de geração solar e eólica em 2026 reforça que o curtailment deixou de ser um problema circunstancial e passou a fazer parte da estrutura de operação do SIN.
A principal mudança está na origem das restrições.
Os cortes por razões energéticas, associados principalmente ao excesso de oferta em relação à carga, já representam a maior parcela do problema e cresceram de forma muito mais intensa do que as restrições associadas à confiabilidade da rede.
Isso muda também as soluções necessárias.
Novas linhas e subestações continuam fundamentais, mas precisam ser combinadas com baterias, crescimento da demanda, resposta da carga e maior flexibilidade operacional.
Para acompanhar essa transformação na ePowerBay, as soluções mais aderentes são o Ranking de Curtailment, o dashboard Análise de Curtailment, o dashboard [ONS] Acompanhamento de Curtailment (GNRa), a Pesquisa de Usinas e Projetos de Geração Centralizada e, para entender as limitações de infraestrutura, o Mapa Interativo.
O desafio da próxima fase da transição energética brasileira não será apenas construir mais capacidade renovável.
Será garantir que a energia produzida encontre espaço para ser efetivamente utilizada.
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