Há algo de errado no setor elétrico brasileiro e não é de hoje. No mês passado, a Atlas Renewable Energy – gigante global do setor, com projetos solares e eólicos nas Américas e na Europa – revelou ter deixado de investir US$ 1 bilhão nos últimos dois anos em novas usinas no Brasil, com capacidade prevista de 1,5 gigawatt (GW), e que dificilmente vai revisar essa estratégia antes de 2028.
Controlada pela gestora BlackRock, a empresa atua, na região, no Chile, México, Colômbia e, no País, opera seis usinas solares de grande porte – cinco em Minas Gerais e outra na Bahia –, com 3 GW de capacidade.
Os motivos alegados pela Atlas Renewable são os cortes de geração renovável feitos pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para não sobrecarregar a rede. Conhecidos como curtailment, esses cortes chegaram a bater 25% da geração das usinas da companhia no trimestre encerrado em junho. Ou seja, um quarto da produção jogada fora.
"Apenas com avanços regulatórios rápidos podemos retomar os investimentos antes desse prazo", afirma Fábio Bortoluzo, presidente da Atlas Renewable Energy no Brasil, ao NeoFeed.
Para compensar essa energia desperdiçada, a Atlas acaba tendo de comprar energia adicional - e mais cara - no mercado livre para honrar seus contratos.
Outras grandes empresas do setor já haviam anunciado cortes de investimento nos últimos meses, como Casa dos Ventos, Auren, Engie e Voltalia, entre outras. A Shell, por exemplo, chamou a atenção no ano passado ao anunciar que simplesmente iria descontinuar todos os seus projetos de energia solar e eólica no Brasil.
Em maio, a agência de classificação de risco Fitch Ratings alertou que os cortes de geração devem continuar pressionando o fluxo de caixa e a liquidez de projetos brasileiros de energia renovável até 2030.
Embora o curtailment castigue empresas que atuam nos setores solar e eólico, o impacto no segmento fotovoltaico é maior – há mais sobreoferta de energia justamente no período da manhã até o meio da tarde, quando há maior produção solar, levando o ONS a determinar os cortes de geração.
Numa mostra da contradição que ronda o setor elétrico brasileiro, a energia solar representou cerca de 75% de toda a capacidade renovável adicionada no mundo em 2025, de acordo com a Agência Internacional de Energia Renovável (Irena, na sigla em inglês). Mesmo assim, o Brasil caiu da quarta para a quinta posição no ranking global de novos mercados fotovoltaicos, atrás de China, Índia, Estados Unidos e Alemanha.
Em 2025, depois de anos de crescimento acelerado na faixa de dois dígitos, o País perdeu velocidade na expansão de energia solar. A nova capacidade instalada no Brasil foi de 14,5 gigawatt-pico (GWp), uma queda de 23% em relação aos 18,9 GWp adicionados em 2024.
Dois fatores estão impulsionando essa readequação de portfólio das empresas: a falta de medidas e a demora para atacar o curtailment, como um controle da expansão acelerada e desordenada, alimentada por subsídios, da Micro e Mini Geração Distribuída (MMGD).
Modelo de produção majoritariamente fotovoltaico feito perto ou no próprio local de consumo, como no telhado de residências ou em empresas de menor porte - com capacidade de geração entre 75 kilowatts (kW) e 5 megawatts (MW) -, a chamada Geração Distribuída (GD) indiretamente impulsiona os cortes de geração.
Como a instalação de painéis e fazendas solares está subordinada ao controle das distribuidoras estaduais de energia, a GD injeta na rede volumes crescentes de energia sem qualquer coordenação com o ONS, responsável por equilibrar geração e transmissão.
Com isso, o ONS é obrigado a desligar as usinas que consegue controlar, as centralizadas, de maior porte, eólicas e solares. Em 2025, o prejuízo acumulado por 1.500 usinas centralizadas chegou a R$ 6,5 bilhões.
“Dia da Marmota”
Além da demora em atacar o problema da geração distribuída para reduzir o curtailment, que cresce desde 2023, empresários do setor estão cansados de sugerir soluções sem retorno do poder público. Na prática, o setor parece preso num “Dia da Marmota” regulatório, repetindo diagnósticos sem avançar para soluções reais.
Donato Filho, CEO da Volt Robotics, alerta que o curtailment acelerou este ano. Nas usinas solares, a média de cortes em junho foi de 25,3%, contra 12,4% no mesmo mês de 2025. A consultoria identificou, de janeiro a junho, cinco dias com cortes acima de 80% nas usinas centralizadas – contra um dia no mesmo período do ano passado.
“Nenhuma empresa consegue aprovar um investimento com esse nível de curtailment”, afirma, lembrando que, no final de 2025, o ONS revogou 509 outorgas de novos projetos a pedido das empresas, que desistiram do investimento.
“Não há um plano coerente dos órgãos reguladores para reduzir os cortes nem regra clara para indenizar as empresas”, lamenta. Segundo ele, medidas anunciadas acabam neutralizadas pela demora na implementação.
O executivo cita a Lei 15.269/2025, sancionada em novembro, que atualiza normas para reduzir custos ao consumidor e aumentar a confiabilidade. A lei cria incentivos para baterias de armazenamento (BESS) e prevê ressarcimento por cortes de geração por confiabilidade, inclusive retroativos.
A Volt calcula que cerca de R$ 3,8 bilhões de ressarcimento podem retornar às empresas. “A lei foi promulgada há oito meses e não foi regulamentada; os empresários já estão perdendo a esperança”, diz. “O ressarcimento do passado não foi regulamentado e a regra para o futuro ainda não existe.”
Ele vê falta de vontade política do ministério. “Ao não agir, cada segmento começa a fazer seu puxadinho, buscando mais benefício para GD ou lobby para instalar termelétricas”, afirma.
Procurado, o Ministério de Minas e Energia (MME) afirmou ao NeoFeed que, sobre os cortes de geração, foram tomadas medidas de reforço da rede, armazenamento e deslocamento de carga por sinais de preço. Destaca a Portaria Normativa nº 136/GM/MME/2026, com diretrizes para os dois primeiros Leilões de Reserva de Capacidade em forma de armazenamento de energia, via baterias.
O ministério afirma que a Lei 15.269/2025 permite compensação de custos por indisponibilidade externa, condicionada à assinatura de termo de compromisso. Essa compensação, adverte, depende da assinatura de termo de compromisso pelo gerador, com a renúncia ao direito sobre o qual se funda a ação e a desistência de eventual ação judicial em curso – muitas empresas cobram ressarcimento na Justiça.
Quanto à demora para regulamentação da lei, a pasta esclarece que “a minuta do termo de compromisso foi discutida na Consulta Pública 210/2025 e, após intensa discussão com os geradores e instituições setoriais, encontra-se em fase final de instrução no MME”.
Bernardo Bezerra, diretor de Regulação e Institucional da Serena Energia – outra gigante do setor, com um portfólio de 17 usinas eólicas e solares distribuídas entre Brasil e Estados Unidos, somando 2,8 GW de capacidade instalada –, afirma que a demora na regulamentação da Lei 15.269 reforça o problema de governança.
“Há falta de pessoal na Aneel e, principalmente, ausência de liderança clara e de um plano de prioridades por parte do governo”, diz. Ele ressalta que os cortes não vêm apenas do excesso de solar e eólica centralizada, mas da expansão descontrolada da GD.
“São cerca de 14 GW identificados pelo ONS operando sem conformidade, um ‘gato às avessas’ sem controle”, afirma. “Isso cria distorção onde a geração centralizada é penalizada injustamente.”
Segundo Bezerra, a inação pode gerar três ondas de crise: “Uma onda de falências de empresas renováveis; depois colapso do sistema pela sobrecarga da GD; e, por fim, termoelétricas caras criando uma ‘bomba tarifária’ para o consumdor.” A Serena também parou de investir no Brasil. “O ambiente regulatório inviabiliza novos projetos”, lamenta.
Bortoluzo, da Atlas Renewable Energy, admite que a demora na regulamentação da Lei 15.269/25 é ruim, mas vê avanços. “A remuneração por cortes de confiabilidade, incentivo ao armazenamento e sinalização horária de preços são medidas positivas”, diz.
Ele destaca a regulação da Aneel sobre baterias e o leilão de capacidade. “Movimentos são positivos, porém insuficientes isoladamente”, prossegue. Segundo o executivo, a combinação de baterias nos projetos existentes com o leilão pode mitigar cortes e tornar a renovável mais flexível e confiável.
A Atlas tem experiência com baterias no Chile e estuda o Brasil, mas enfrenta barreiras como conteúdo nacional rígido e alta tributação. Sobre novos investimentos, Bortoluzo afirma que a retomada pode ocorrer já em 2027 com avanços regulatórios.
Rodrigo Sauaia, presidente da Absolar – entidade que reúne empresas do segmento fotovoltaico -, faz várias ponderações sobre os gargalos do setor elétrico, como o curtailment. O boom de solar e eólica não foi acompanhado por planejamento e infraestrutura, afirma: “Linhas de transmissão levam de quatro a sete anos, enquanto projetos renováveis entram em operação em apenas dois anos.”
Sauaia afirma que o setor aguarda a devolutiva sobre o termo da Consulta Pública 210, que definirá ressarcimentos e tratamento da sobreoferta previstos pela Lei 15.269/25. “Sem ressarcimento, com cortes equivalendo a um quarto da produção solar em 2026, a situação é insustentável”, afirma.
O dirigente defende atualizar a operação para ter renováveis como base, hidrelétricas e baterias como colchão flexível e reforço das redes. Sobre a geração distribuída, diz que o segmento não deve ser vilanizado. Assegura que o acesso à GD, que antes era tido como só de elite, popularizou com a queda do preço dos painéis solares: “Cerca de 70% das novas adesões vêm das classes C e D”, revela.
Para solucionar o impacto da GD no curtailment, Sauaia propõe um operador independente na distribuição, “um ONS da distribuição, para controlar a GD de forma autônoma, sem conflito de interesses com as distribuidoras”.
O avanço da GD em meio à crise solar, embora contraditório, faz sentido pela forma como o setor está atraindo novos negócios. Bruno Poljokan, sócio da Liora – comercializadora de energia focada no segmento da GD –, sustenta que, apesar da crise no setor solar devido ao curtailment e à volatilidade dos preços de energia, há uma transição em curso.
Segundo ele, investimentos historicamente concentrados na geração criaram desequilíbrio. Agora, migram para outras áreas da cadeia, como gerenciamento de demanda, distribuição, plataformas de tecnologia, inteligência de dados e armazenamento, por meio de baterias.
A Liora atua no varejo, atendendo principalmente consumidores de baixa tensão (residenciais e pequenas empresas) via Geração Distribuída. “O setor elétrico, tradicionalmente de concessões, nunca tratou o consumidor como cliente – ele é tratado como ‘unidade consumidora’ – nem geriu ativamente a demanda; com alta oferta, o foco muda exigindo investimentos em tecnologia para reduzir custo de aquisição e de serviço ao cliente, especialmente no varejo”, assegura.
Criada há dois anos, a empresa cresceu mais de 400%, com foco inicial no Nordeste e em São Paulo. Para adquirir clientes de forma eficiente, a Liora também firma parcerias com grandes canais de distribuição, como TotalPass e iFood, desenvolvendo produtos de energia específicos e integrados para esses públicos.
“Essa abordagem reduz o custo de aquisição no varejo e permite escalar inteligentemente”, diz o empresário.
A estratégia parece estar dando certo. Com 1.500 clientes, 25% deles de assinatura residencial (oferece desconto para o dono do imóvel trocar a distribuidora pela comercializadora), a Liora tem receita contratada anualizada de R$ 15 milhões. Ou seja, preocupações como curtailment passam ao largo do negócio focado na GD.
