A palavra curtailment - os cortes forçados da geração de energia solar e eólica centralizada por parte do Organizador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para não comprometer a rede - deixou de ser um simples efeito colateral do crescimento desigual nos últimos anos das fontes renováveis, sem acompanhamento no mesmo ritmo da infraestrutura da rede, para se transformar numa fonte de prejuízos para as empresas de energia que ameaça até mesmo as gigantes do setor.
Um estudo da consultoria Volt Robotics mostrou que os cortes já atingem todo o setor: o Brasil desperdiçou um quinto da energia eólica e solar produzida no ano passado (20%), gerando prejuízo de R$ 6,5 bilhões às 1.500 usinas renováveis centralizadas, das pequenas às grandes, sob supervisão do ONS.
Em relatório, a agência de risco Fitch estimou que os cortes de energia deveriam reduzir o Ebitda consolidado em 2025 da Auren Energia em R$ 400 milhões (8% do total), da Serena Geração em R$ 200 milhões (11%) e da Engie Brasil em R$ 150 milhões (2%), com base nos resultados registrados até o terceiro trimestre. Como as gigantes citadas ainda apuram os dados do quarto trimestre e do consolidado de 2025, os números podem mudar.
“A rigor, o efeito do curtailment se estende a todo o ecossistema do setor elétrico, começando a impactar no preço de energia negociado no mercado livre e no mercado regulado”, afirma Donato Filho, diretor-geral da Volt Robotics.
Ele alerta que o fenômeno também congela novos projetos, elevando o risco de escassez mais cedo do que o previsto. “A sobra de energia que se estimava durar até 2030–2031 pode se esgotar em 2028, comprometendo o planejamento de instalação de data centers, se não forem criados mecanismos de expansão adequadamente estruturados”, afirma Donato Filho.
A média de cortes compilada pela Volt junto à Aneel, o órgão regulador, saltou de 9,6% em 2024 para 20,6% no ano passado, totalizando 4.021 megawatts-médios (MWm) — energia suficiente para abastecer 8 milhões de residências. Os cortes, porém, são desiguais: as usinas solares sofreram média de 35%, contra 15% das eólicas.
O desequilíbrio decorre do excesso de geração solar nas manhãs, sobretudo dos segmentos de micro e minigeração distribuída (MMGD) e de geração distribuída (GD), cujos painéis instalados em telhados injetam energia diretamente na rede das distribuidoras. Como não estão sob controle do ONS, quem paga a conta do curtailment são as usinas centralizadas.
Embora os painéis solares residenciais estejam, por ora, livres dos cortes, o impacto sobre o setor é evidente. Os investimentos em novos projetos fotovoltaicos caíram 40% em 2025.
Revisão de portfólio
Diante desse cenário, o NeoFeed conversou com executivos de três empresas gigantes do setor – Engie Brasil, Auren e Echoenergia – e todos reconheceram a gravidade da crise, admitindo que estão readequando o portfólio e revisando planos de investimentos no curto e médio prazo.
O desafio é adaptar os prejuízos causados pelo curtailment à complexa teia de contratos previstos pelo mercado regulado e pelo mercado livre de energia, os mais importantes do setor elétrico. Juntos, combinando consumo e preços médios, movimentam entre R$ 220 bilhões e R$ 280 bilhões por ano.
O mercado livre de energia é o ambiente em que empresas podem escolher de quem comprar eletricidade e negociar preços, prazos e volumes diretamente com geradores ou comercializadoras.
Quando uma empresa de energia com contrato a cumprir no mercado livre sofre curtailment, o impacto é direto – o gerador precisa comprar energia medida em megawatt-hora (MWh) no mercado spot, que aplica tarifas do dia, geralmente acima dos contratos de longo prazo, numa base mínima de R$ 200 por MWh.
Já no mercado regulado de energia os consumidores compram eletricidade das distribuidoras locais, com tarifas definidas pelo governo. Nele, o consumidor não escolhe seu fornecedor: a distribuidora é responsável por comprar a energia e entregar ao cliente. Os preços são definidos pela Aneel e seguem regras padronizadas. É o modelo usado pela maioria das residências e pequenos comércios.
O risco de variação na produção (por exemplo, por falta de vento, água ou pelo curtailment) no mercado regulado não é do gerador, mas do comprador (a distribuidora). No entanto, se a usina não estiver disponível quando chamada, o gerador sofre penalidades.
O gerador até recebe pela venda de energia assinada no primeiro ano, mesmo que não entregue o que foi prometido. Mas, no ano seguinte, sofre um “ressarcimento” (ajuste na receita) relativo à energia não entregue, frequentemente majorado (115% do valor contratual, por exemplo).
Fabio Zanfelice, CEO da Auren Energia, afirma que o curtailment costuma afetar o fluxo de caixa da empresa nos dois ambientes. “O descasamento de receita impacta ambos, mas o perfil de caixa difere”, diz.
Segundo ele, em 2023, o PLD médio (preço usado no mercado de curto prazo para liquidar diferenças entre o que os agentes contrataram e o que realmente consumiram ou geraram) ficou abaixo dos preços regulados, penalizando mais quem vendeu energia no mercado regulado; mas, recentemente, o mercado livre tem sido mais oneroso.
Zanfelice afirma que a Auren reduziu a exposição ao curtailment graças ao portfólio da empresa, com 56% da energia gerada por usinas hidrelétricas e 34% com complemento renovável. E admite o resultado positivo do chamado efeito da marcação a mercado horário da geração hidrelétrica - processo de avaliar economicamente, hora a hora, a energia gerada por uma hidrelétrica usando o preço horário vigente no mercado (PLD horário).
“Isso nos dá o que chamamos de ganho de modulação: por causa da deformação do preço, conseguimos compensar parcialmente a perda que temos com o curtailment”, diz o executivo da Auren, empresa que registrou receita de R$ 3,6 bilhões no terceiro trimestre de 2025 (último disponível), um avanço de 12,8% sobre o ano anterior.
Gabriel Mann, diretor de assuntos regulatórios da Engie Brasil, afirma que a empresa também refez planos por causa dos cortes de energia, atualizando projeções de curtailment (25% em 2025, premissa comunicada a investidores) e refinando cenários para 2028–2029.
“Menor geração disponível limita a energia comercializável e aumenta a necessidade de reservar lastro para honrar contratos”, diz Mann. “O impacto recai mais sobre a energia que poderia ser vendida no futuro do que sobre a já contratada, graças à gestão ativa de nosso portfólio, integralmente renovável”, emenda.
A participação de eólica/solar em relação à hídrica na Engie fica em torno de 25% do portfólio total. “Essa composição suporta melhor volatilidades de curtailment nos horários de necessidade do sistema, como fim de tarde e à noite, a geração hidroelétrica compensa parcialmente o corte de eólica/solar”, acrescenta.
Mann afirma que a Engie evita comprar energia de última hora graças a reservas internas. A estratégia é reduzir vendas futuras e manter sobras planejadas de energia contratada para cobrir o curtailment, priorizando previsibilidade e cumprimento de contratos.
Segundo ele, entre 70% e 80% da capacidade eólica/solar da Engie está no mercado livre. “No consolidado, incluindo geração hídrica, o portfólio de energia da Engie é cerca de 60% no mercado livre e 40% no mercado regulado.”
Com essa estratégia, a Engie Brasil fechou o terceiro trimestre de 2025 com receita operacional líquida de R$ 3,3 bilhões, com crescimento de 10,7% em relação ao mesmo trimestre de 2024.
A Echoenergia, por sua vez, acabou sofrendo mais o impacto do curtailment por causa de seu portfólio, formado por 42 complexos de energia eólica e 23 de usinas solares, sem hidrelétricas, somando 484 aerogeradores e aproximadamente 1,2 milhão de placas fotovoltaicas, em estados afetados pelos cortes de geração centralizada, como Alagoas, Bahia, Ceará, Maranhão, Pará, Pernambuco, Piauí, Amapá e Rio Grande do Norte.
Liu Aquino, CEO da empresa, afirma que o mercado livre impacta no caixa imediato. “Com 60% da nossa energia no mercado livre, os cortes forçam reposição a PLD no próprio mês; e com cenário de chuvas abaixo do esperado e PLD em alta, a reposição ficou mais que o dobro do ano passado, pressionando severamente o caixa”, explica Aquino, acrescentando que no mercado regulado, o ‘balanço de fluxo’ suaviza o caixa, pois a recomposição se dá ao longo do tempo.
Com isso, o foco operacional no curto e médio prazo da Echoenergia é de caixa, não estratégico. “A prioridade é mitigar impacto no fluxo de caixa: buscar otimização comercial, alocação de energia para reduzir volatilidade e exposição, além de reforçar atuação regulatória junto a órgãos como Aneel e Ministério das Minas e Energia, para clarificar regras e responsabilidades”, ressalta.
Desde 2022, a Echoenergia faz parte do Grupo Equatorial Energia, que atua nas áreas de geração, distribuição de energia, além de telecom, serviços e saneamento. Os resultados do terceiro trimestre de 2025 referem-se à Equatorial Energia como um todo, que é a controladora.
O NeoFeed apurou com fontes do mercado que o prejuízo da Echoenergia no ano passado chegou a R$ 500 milhões. Aquino não confirma o valor, mas admite que o prejuízo foi elevado.
“O grupo tem caixa para aportar, se for necessário”, diz o executivo da Echoenergia. “Mas empresas menores, que não têm esse colchão, correm risco e seguramente veremos em breve muitos geradores de energia renovável quebrando.”
A vilã solar
A solução para atenuar o curtailment, segundo os executivos, passa pelo compartilhamento dos prejuízos das usinas centralizadas com a geração distribuída (GD), concentrada no segmento solar.
O problema é que, embora o governo estude incluir nos cortes as usinas maiores de GD ligadas às distribuidoras, não há amparo legal para tomar medida semelhante nos painéis fotovoltaicos de telhado, responsáveis pela maior parte da GD.
“Hoje temos um segmento altamente subsidiado, o da GD, que causa curtailment, mas não arca com os prejuízos que ele gera”, afirma Zanfelice, da Auren. “A solução equilibrada seria uma lei definindo que o curtailment energético, por sobreoferta de energia, seja distribuído entre todos os geradores renováveis, eólicos e solares, centralizados ou distribuídos.”
Segundo ele, a Medida Provisória 1.304/2025, que deveria endereçar o problema, foi aprovada pelo Congresso Nacional e convertida na Lei nº 15.269/2025 com vetos e lacunas em aberto em relação aos três tipos de cortes de geração.
“O texto legal aprovado, com vetos, deixou dois pontos: ressarcimento integral do passado até novembro e reconhecimento no futuro do curtailment por confiabilidade (para garantir a segurança e a estabilidade da rede elétrica), condicionado à regulação da Aneel, que ainda não foi publicada”, diz, acrescentando que o Ministério das Minas e Energia abriu consulta pública, mas não emitiu parecer conclusivo. “Sem regras, as empresas continuam sem clareza para provisionamento e negociação.”
Mann, da Engie, defende criar um sinal de preço horário, como o PLD do mercado livre. “A GD injeta energia pela manhã, quando há excesso de oferta, então essa energia precisa valer menos”, diz. “À noite, quando entram térmicas mais caras, o consumidor não paga a mais por isso.”
As estratégias das gigantes de energia refletem o cenário crítico provocado pelo curtailment. Em 2025, o excesso de geração solar afetou esse modelo de negócios pela primeira vez desde 2012, quando a Aneel criou as regras da GD com subsídios.
Segundo a Absolar, o mercado solar caiu 29% em 2025, enquanto os investimentos em novos projetos recuaram 40%. Até as fazendas solares, instalações de grande porte que produzem energia fotovoltaica para vender ao sistema elétrico, perderam o encanto. Com retornos na casa de dois dígitos até pouco tempo atrás, lutam para sobreviver.
A ironia é que, em 2025, a energia solar seguiu como a segunda maior fonte elétrica do País, com 30 GW de capacidade instalada, 24,5% do total, atrás apenas das hidrelétricas. Para a Absolar, a retração do setor — somando geração centralizada e distribuída — está diretamente ligada aos prejuízos do curtailment.
Isabella Sene, especialista técnico-regulatória da entidade, afirma que as usinas solares centralizadas tiveram perdas de R$ 2,8 bilhões em 2025 apenas no mercado regulado. “Também houve elevação tributária: módulos antes isentos passaram a ter 9,6% de imposto de importação, encarecendo projetos em cerca de 13%”, diz.
Segundo ela, a insegurança jurídica causada pelo curtailment levou ao fechamento de empresas e perda de empregos. “Grandes empresas e fabricantes nacionais estão deixando o mercado ou vendendo ativos”, afirma Sene, citando Sunco Capital, Light Source e Next Tracker. “Sem novos projetos, manter fábricas no País se tornou inviável.”
Para a especialista, o maior desafio da GD não é o corte, mas a negativa de conexão pelas distribuidoras, sob alegação de “inversão de fluxo”. “Falta transparência sobre a real capacidade das redes”, diz.
Enquanto medidas não avançam, o setor segue pressionado. No fim do ano passado, aproveitando uma brecha legal, as empresas solicitaram à Aneel a revogação de mais de 500 pedidos de outorga de novas usinas renováveis.
“O caso expõe o desalinhamento entre expansão da geração e capacidade de transmissão, um gargalo crescente”, alerta Aquino, da Echoenergia.
A Casa dos Ventos, uma das gigantes do setor, pediu a revogação de 51 usinas, que poderiam produzir 2,6 GW de energia. Em nota ao NeoFeed, a empresa afirma que o pedido não tem relação direta com sobreoferta ou curtailment.
Segundo a companhia, a exclusão das outorgas já fazia parte do planejamento e a empresa busca diversificar receitas com contratos corporativos, autoprodução e novos mercados, como data centers e hidrogênio verde.
“A Casa dos Ventos entende que o curtailment é um problema sistêmico e defende que sua solução não deve passar pela penalização das geradoras renováveis”, diz a nota. “A empresa atua ativamente contribuindo com o debate sobre o tema, partindo da convicção de que o Brasil precisa aproveitar melhor seus recursos naturais na geração de energia.”
