Durante décadas, o debate energético brasileiro foi marcado pelo risco de escassez. Crises hídricas, racionamentos e insegurança no suprimento orientaram políticas públicas e decisões de investimento. Hoje, o país enfrenta um desafio de natureza oposta e potencialmente tão complexo quanto: o excesso de energia em determinados momentos do dia.
A expansão acelerada das fontes renováveis, especialmente solar e eólica, que se somaram à hidráulica, assegurou o posicionamento do Brasil como uma potência em energia limpa. No entanto, esse avanço trouxe um efeito colateral relevante. Em horários de baixa demanda ou alta geração simultânea, o sistema não consegue absorver toda a energia produzida. Como resultado, acontece o curtailment, fenômeno pelo qual é conhecida a redução forçada da geração, que já aparece de forma recorrente em dados operacionais do setor elétrico.
Esse fenômeno não é marginal. Ele afeta diretamente a receita de projetos, altera a dinâmica de preços e começa a influenciar decisões de investimento em novos empreendimentos.
Quando abundância vira distorção
O excesso de energia em determinados períodos gera distorções relevantes. A principal delas é a distorção entre o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) e a realidade física do sistema. Em mercados internacionais maduros, o excesso de oferta renovável leva o preço a zero ou mesmo a valores negativos, um sinal econômico claro para o consumo se deslocar para outros horários.
No Brasil, o oposto tem ocorrido: mesmo em momentos de curtailment, o PLD permanece elevado, em torno de R$ 200 a R$ 300/MWh, por efeito da calibração conservadora dos modelos de formação de preço. Esse descolamento penaliza duplamente o gerador renovável: ele perde receita com o corte forçado e ainda precisa comprar energia no mercado de curto prazo, a preços elevados, para honrar seus contratos de venda de energia.
Essa distorção compromete o ambiente de negócios. Investidores passam a enfrentar maior incerteza sobre o retorno dos projetos, o que pode levar ao adiamento ou redimensionamento de novos investimentos em geração renovável. A combinação entre receita reduzida por curtailment e custos elevados no mercado de curto prazo afeta diretamente a bancabilidade de novos empreendimentos.
Há também impacto indireto para o consumidor. Ineficiências sistêmicas, como energia gerada e não aproveitada, tendem a ser absorvidas pelo setor por meio de encargos e custos que, em última instância, pressionam a estrutura tarifária. A MP 1.304/2025 convertida na Lei 15.269/2025 estabeleceu ressarcimento apenas para cortes por indisponibilidade externa e por requisitos de confiabilidade elétrica, inclusive com efeitos retroativos, a partir de setembro de 2023 até a entrada em vigor da Lei, mediante termo de compromisso.
Os cortes por sobreoferta, justamente os que mais cresceram em 2024 e 2025, foram expressamente excluídos do mecanismo de ressarcimento, o que mantém aberto o debate sobre como equacionar o risco regulatório assumido pelos geradores renováveis. A lei também estabeleceu o cronograma de abertura do Mercado Livre de Energia para consumidores de baixa tensão, com a entrada das unidades comerciais e industriais a partir de novembro de 2027 e dos consumidores residenciais a partir de novembro de 2028.
Caminhos para reequilibrar o sistema
Superar o desalinhamento entre geração e transmissão, que acontece devido ao tempo necessário para construir cada ativo, exige uma agenda coordenada de modernização.
O fortalecimento de diversas soluções em conjunto, incluindo a resposta da demanda, tende a ganhar relevância. Consumidores, especialmente industriais, podem ajustar seu perfil de consumo em função de preços, contribuindo para o equilíbrio do sistema com menor necessidade de expansão da oferta.
O armazenamento de energia entra também como uma dessas soluções pois permite deslocar a energia excedente para horários de maior demanda, reduzindo perdas e aumentando a eficiência operacional.
No horizonte mais longo, o hidrogênio verde e os data centers surgem como alternativas estratégicas para absorver excedentes em escala e conectar o setor elétrico a novas cadeias industriais e de exportação.
Entretanto, há que se ressaltar: a expansão e modernização da infraestrutura de transmissão continuam sendo indispensáveis para integrar regiões com diferentes perfis de geração e consumo.
Um novo ciclo de decisões
A transição energética avançou rapidamente na expansão da geração, mas a evolução do modelo regulatório e da infraestrutura não acompanhou o mesmo ritmo.
O resultado é um desequilíbrio que começa a gerar perdas econômicas, distorções de mercado e e incertezas para investidores.
Gerenciar a escassez exige disciplina. Gerenciar a abundância exige coordenação, sinais econômicos eficientes e atualização institucional. A forma como o país responderá a esse desafio definirá não apenas a eficiência do sistema elétrico, mas também sua capacidade de sustentar a expansão de uma matriz limpa e competitiva no longo prazo.
* Moisés Cona é managing director do GRI Institute Infrastructure.