O que é curtailment e por que importa? O ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) manda parar de gerar energia mesmo com vento soprando ou sol incidindo. Por isto, não se trata de apagão ou de falha de usina: o curtailment é energia descartada porque o sistema elétrico não conseguiu absorvê-la.
De quanta energia estamos falando? Por exemplo, segundo a FSET/ePowerBay, em 2025, o Brasil cortou aproximadamente 37 TWh de geração eólica e solar centralizada (GC): o triplo do registrado em 2024.
O que esse número representa: quase toda a energia consumida em um ano por São Paulo, Guarulhos, Campinas e Santos juntas, ou 2,5 vezes a geração combinada de Angra 1 e 2.
Como chegamos aqui?
De 2017 para 2025, a GC cresceu de aproximadamente 17 GW para cerca de 57 GW: progressão relevante, planejada e suportada pelo sistema.
Cada usina entrou pelo funil: outorga, parecer de acesso do ONS, contratos de uso da rede, e liberação operacional, sendo contratada para atender uma parcela da demanda projetada, com escoamento formalmente reservado.
Isto porque o sistema exige das distribuidoras contratar energia com antecedência via leilão para garantir o atendimento da demanda futura de suas concessões.
No mesmo período, a geração distribuída: painéis em telhados, galpões e minigeração (GD) saltou de 0,5 GW para cerca de 43,5 GW. Uma expansão de 87 vezes em 8 anos.
A GD foi estimulada pelo direito de acesso à rede de distribuição, compensação de créditos e enquadrada pela unidade consumidora, ou seja, fora do planejamento e sem avaliação de impacto sobre o balanço do sistema.
O sistema acabou comprometendo duas vezes o mesmo escoamento: uma vez para a GC seguindo o caminho das pedras; e outra para a GD por direito. Na prática, a GD recebeu uma pulseira VIP e furou a fila da demanda e do escoamento.
Dois sistemas, duas lógicas opostas
Por trás do curtailment há uma assimetria regulatória que ainda não entrou no debate público com a clareza que merece e que os números revelam com brutalidade.
Em 2017, o curtailment médio era de 0,1%. Em 2021, com 8,4 GW de GD, chegou a 1,2%. Em 2023, com cerca de 26 GW de GD, subiu para 4,5%. Em 2025, com GD em 44 GW, chegou a cerca de 20%.
O ONS calculou que sem a geração distribuída, o curtailment por razão energética em 2024 teria sido 99% menor. O ONS não tem autoridade de despacho sobre a GD. Quando há desequilíbrio no sistema, o ONS não pode mandar a GD parar, reduzir ou modular.
Consequentemente, para equilibrar o sistema, o ONS usa a única ferramenta que tem. Ele corta a geração centralizada não por ser responsável, mas por ser a única que ele controla: visando manter a segurança para todos.
A injustiça não está no corte. Ela está em fazer a GC absorver o custo econômico: consequência de uma escolha regulatória e legislativa que permitiu a outro regime de geração crescer descontroladamente ao ponto de atropelar o sistema inteiro.
Enquanto o sistema atira na vítima, a saída exige decisão
A regulação veio depois, não conseguiu corrigir o desequilíbrio estrutural, mas tentou administrar suas consequências.
As REN 927/2021 e 1.030/2022 criaram uma classificação de cortes que acabou excluindo da compensação justamente os cortes por razão energética, mais frequentes e diretamente ligados ao crescimento da GD.
A Lei 15.269/2025 reconheceu parte do problema, mas deixou os cortes por razão energética sem solução. O que está em jogo vai além das perdas pesadas: trata-se da confiabilidade do sistema elétrico e sua atratividade para o investimento de longo prazo. Mas as discussões em curso, muito aquém da escala do problema, sofrem também pela falta de perspectiva de resolução.
Enquanto isto, a GD continua crescendo e, se essa trajetória não evoluir, o ONS vai precisar buscar flexibilidade nas hídricas: colocando em risco o equilíbrio do sistema elétrico.
A GD tem um papel legítimo e importante. O problema está nas regras que permitiram seu crescimento fora da lógica e responsabilidade que governam o sistema: quando bem desenhado, há espaço para todos.
Como imaginar um futuro sustentável sem mudanças fundamentais? Sem integrar a GD ao planejamento e a operação do sistema; sem distribuir o custo do desequilíbrio de forma justa entre todos os regimes; sem criar desincentivos para nova geração que agrava a sobreoferta?
Imprevisibilidade tem custo
Esse problema tem duas vítimas que raramente aparecem juntas: o investidor e o consumidor.
O investidor assinou contratos de longo prazo ancorados num direito garantido há décadas pela Lei 10.848/2004: a compensação integral do curtailment. A regulação esvaziou este direito.
Quem apanhou não esquece: o investidor, se voltar, cobrará mais, e o banco exigira um custo maior. Cedo ou tarde esta conta vai para a tarifa: o custo Brasil de volta, agora dentro do setor elétrico.
Mas, a energia é o insumo de tudo, então o impacto só começa na conta de luz. Um setor imprevisível e caro é um freio no crescimento, na indústria, no agronegócio, e na capacidade de se posicionar nas novas fronteiras: das terras raras à inteligência artificial.
O consumidor vai pagar duas vezes: na tarifa mais cara, e no crescimento perdido.
Previsibilidade e Governança não são opcionais
Quem vai investir se as regras podem mudar uma vez o investimento feito e sem compensação justa?
Infraestrutura depende de previsibilidade para atrair capital. Quando essa previsibilidade desaparece, não por crise econômica ou catástrofe natural, mas pelo próprio arcabouço regulatório, o sinal é claro: tem um risco oculto não precificável.
O curtailment é só o sintoma. A doença é a falta de coordenação entre expansão da geração, transmissão, armazenamento e regras claras e justas de operação e remuneração.
Resolver isso não é questão técnica. É questão de governança e de respeito às condições que tornam todos os investimentos possíveis.
* Adil Chenaf é executivo do setor de energia e infraestrutura e CEO da Nebras Power Latin America