Em 2025, o país desperdiçou energia limpa em larga escala por cortes operacionais determinados para manter a estabilidade do sistema. A medida evitou falhas técnicas, mas trouxe um efeito de usinas eólicas e solares, concentradas sobretudo no Nordeste, que deixaram de converter produção potencial em receita. O valor perdido chegou à casa de bilhões de reais.
Esse cenário não surgiu por falta de capacidade produtiva, mas pela combinação entre geração elevada em horários específicos e limitações estruturais para escoar essa energia até os principais centros de consumo.
Transmissão limitada pressiona decisões técnicas
A expansão das renováveis avançou mais rápido do que a ampliação das linhas de transmissão. Em períodos de alta produção solar, especialmente até o início da tarde, e de ventos favoráveis, o sistema passou a operar próximo do limite técnico. Para preservar a segurança elétrica, o ONS – Operador Nacional do Sistema autorizou cortes preventivos de geração.
Resultando em fontes renováveis disponíveis, demanda potencial existente e, ainda assim, energia descartada. O episódio reforçou a necessidade de alinhar cronogramas de geração, transmissão e consumo desde a concepção dos empreendimentos.
Consumo fora de sintonia amplia perdas
Grande parte da demanda elétrica permanece concentrada no fim da tarde e à noite, enquanto a geração solar atinge o pico pela manhã e no começo da tarde. A falta de mecanismos eficientes de deslocamento de carga ampliou o volume de cortes.
Equipamentos de alto consumo poderiam ser utilizados nesses horários de maior oferta, reduzindo a ociosidade do sistema. A ausência de incentivos claros e comunicação estruturada com consumidores residenciais e corporativos contribuiu para manter o desequilíbrio.
Geração distribuída aumenta a complexidade
A geração distribuída (GD), impulsionada por sistemas fotovoltaicos em telhados, adicionou uma camada extra de complexidade. Essa energia entra diretamente na rede e não está sujeita aos mesmos mecanismos de controle das usinas centralizadas. Em dias de baixa demanda, sobretudo aos domingos, o excesso elevou o risco operacional e exigiu decisões rápidas de contenção.
Para o setor de infraestrutura elétrica, o episódio evidenciou que a descentralização da geração precisa caminhar junto com regras técnicas, monitoramento em tempo real e revisão de procedimentos operacionais.
Planejamento e regulação sob escrutínio
O desperdício de energia renovável trouxe reflexos além do caixa das usinas. Financiadores passaram a reavaliar premissas de risco, enquanto desenvolvedores pressionam por maior previsibilidade regulatória. Sem ajustes, a recorrência de cortes tende a elevar custos de capital e a dificultar a estruturação de novos projetos.
O debate atual entre especialistas aponta para três frentes prioritárias: expansão coordenada da transmissão, estímulo ao consumo em horários de maior oferta e aprimoramento das regras operacionais do sistema.
Fonte: Movimento Econômico, janeiro de 2026.
Perguntas que o setor precisa responder
1 – O que explica o alto volume de cortes de geração? A combinação entre produção elevada em horários específicos e limitações de transmissão levou à necessidade de contenção preventiva.
2 – A geração distribuída contribuiu para o problema? Sim. A GD ampliou a oferta em momentos de baixa demanda, exigindo ajustes adicionais na operação do sistema.
3 – Quais são os riscos para novos projetos? Maior incerteza operacional, revisão de premissas financeiras e pressão por mudanças regulatórias.
