O paradoxo resume um dos problemas centrais da transição energética brasileira. O que aparece na tela como “corte de geração” não é um acidente pontual, nem um erro de planilha. É o sintoma de um sistema que cresceu rápido demais em algumas frentes e devagar demais em outras.
Em poucos anos, o Brasil triplicou a potência instalada de fontes renováveis variáveis, somando cerca de 30 GW para algo próximo de 90 GW quando se consideram eólica, solar centralizada e geração distribuída.
A expansão foi celebrada como sinal de modernização da matriz, mas não veio acompanhada na mesma velocidade por reforços de rede, revisão de modelos e atualização do desenho de mercado.
Em reunião recente com agentes do setor, escancara o descompasso. Até agosto de 2023, o ONS (Operador Nacional do Sistema) trabalhava com uma “região de segurança” calculada a partir de modelos que presumiam determinado comportamento de usinas eólicas e solares.
O blecaute de 15 de agosto expôs que essa margem era otimista demais. De um dia para o outro, o espaço considerado seguro para operação encolheu.
O sistema que parecia capaz de escoar 33 GW de renováveis e ainda acomodar mais 29 GW já contratados revelou que parte dessa capacidade era uma ilusão estatística.
A reação foi típica de gestão de crise. Limites de transmissão foram reduzidos de forma emergencial. Modelos e premissas foram revisados em ritmo acelerado.
Procedimentos de rede foram atualizados para recuperar uma faixa mínima de conforto operacional. Construiu-se às pressas um novo “playbook” para tentar retomar o padrão de segurança da véspera do blecaute, agora com uma visão mais realista da dinâmica do sistema.
Enquanto isso, os leilões de transmissão foram seguindo o seu curso natural. Reforços bilionários foram contratados, sobretudo para aumentar o escoamento da produção renovável do Nordeste em direção ao Sudeste.
Os limites de exportação do nordeste despencaram logo após a perturbação, voltaram a subir à medida que novas obras entraram em operação e hoje já superam o patamar pré-evento.
Quando a poeira assentou, porém, o diagnóstico ficou mais incômodo. Mesmo com a expansão da transmissão, o problema principal deixou de ser elétrico para se tornar energético.
O gargalo já não é apenas o “tubo” que leva a energia de um ponto a outro, mas a ausência de carga suficiente na janela de máxima geração.
A curva do pato, tantas vezes apresentada em seminários internacionais como curiosidade conceitual, passou a descrever o dia a dia da operação.
Zucarato mostra um dado que sintetiza a mudança. Em apenas um ano, com a entrada de cerca de 10 GW adicionais de recursos distribuídos, a carga mínima ao meio-dia caiu de 39 GW para 32 GW.
São 7 GW a menos de demanda líquida disponíveis para que as grandes usinas centralizadas prestem serviços de frequência, tensão e inércia. Ao mesmo tempo, a natureza do corte de geração mudou.
Em 2022, o curtailment era explicado principalmente por rede incompleta e restrições de confiabilidade. Em 2023, depois da perturbação de agosto, a componente de segurança ganhou peso e a componente energética começou a aparecer. Em 2024 e 2025, a fotografia se inverte em vários meses.
O corte passa a ser dominado por excesso estrutural de energia em horários em que o sistema já está saturado de geração barata. As simulações do ONS para o período entre 2026 e 2029 ampliam essa tendência.
Tomando 2024 como ano base para os perfis horários de carga, vento e sol, o operador projeta o futuro com dois cenários de oferta. Um cenário segue a trajetória energética do Plano Mensal de Operação. O outro considera a oferta elétrica máxima, incorporando todos os contratos de uso do sistema de transmissão assinados.
O resultado é claro. Entre 9h e 16h, uma parcela crescente das horas exige corte de geração. No cenário alinhado ao PMO, quase metade das horas diurnas já apresenta algum nível de curtailment, com picos que podem superar 20 GW.
No cenário elétrico mais carregado, a situação se agrava. Mais de 80% das horas diurnas passam a registrar corte de geração, com profundidades que podem chegar a 40 GW.
Como a geração solar se concentra justamente na “barriga” da curva, ela tende a ser proporcionalmente mais afetada. As simulações indicam cortes médios anuais da ordem de 10% para eólica e 20% para solar nesse cenário mais extremo.
Mesmo assim, ainda há subestimação. Diversas restrições elétricas locais não são integralmente representadas nos modelos.
Mesmo quando se ignora essa camada elétrica, o componente puramente energético já é grande o suficiente para preocupar investidores, bancos e formuladores de política pública.
Ao incluir a GD (geração distribuída) no rateio hipotético do corte energético, o MME (Ministério de Minas e Energia) encontrou outro dado sensível.
Se os 1000 MW médios de corte projetados forem divididos entre geração centralizada e distribuída, a micro e minigeração podem responder por algo entre 50% e 60% da “contribuição” à solução.
Em outras palavras, a geração distribuída deixa de poder ser tratada como elemento externo ao problema. Ela passa a ser parte central da equação e terá de compor também a solução.
A análise ganha uma camada adicional quando se incorpora a leitura do economista Paulo Sehn. Ele desloca o foco da crítica individual ao ONS e recoloca o tema no contexto correto.
A situação brasileira não é um desvio isolado, mas uma manifestação local de um fenômeno global. Diversos países aceleraram a inserção de renováveis sem coordenar adequadamente expansão de rede, desenho de mercado e regras de operação.
O que muda de um caso para outro é a forma como cada sociedade escolhe distribuir a conta e reorganizar a transição. Sehn chama atenção para o impacto financeiro imediato do curtailment.
Projetos foram estruturados com base em curvas de receita que deixam de se materializar quando as usinas são sistematicamente cortadas em determinados períodos do dia.
Esse descasamento reabre contratos, preocupa financiadores e corrói a confiança construída ao longo de anos no financiamento de ativos de geração, em particular no ambiente de contratação livre.
O risco deixa de ser apenas técnico e passa a ser um risco de credibilidade sistêmica. A trajetória de subsídios adotada pelo país reforça essa fragilidade.
Programas de incentivo à geração distribuída, descontos no fio, esquemas como o PROINFA e outros mecanismos empurraram a expansão renovável em ritmo e direção que não dialogam com as necessidades de potência firme e controle fino da operação.
A conta associada a esses incentivos já se aproxima de dezenas de bilhões de reais anuais. Esse modelo funcionou enquanto a penetração de renováveis era proporcionalmente baixa e o sistema tinha folga hidráulica para acomodar oscilações de frequência.
No novo patamar, ele tende a produzir uma curva do pato cada vez mais pronunciada e uma estrutura de preços que não sinaliza de forma clara nem escassez nem abundância. O cenário brasileiro ganha contornos adicionais quando comparado a outras jurisdições.
Em 2024, sistemas elétricos com alta penetração de solar e eólica registraram perdas técnicas e econômicas associadas a curtailment entre 5% e 20% da geração renovável total em determinadas regiões.
No Texas, operado pelo ERCOT, o corte anual de renováveis já supera vários terawatts-hora, impulsionado por congestionamentos de rede e preços negativos recorrentes no horário diurno.
Na China, províncias do oeste e do norte têm registrado, em alguns anos, cortes superiores a 10% em parques eólicos, apesar da expansão agressiva de linhas de ultra-alta tensão.
Na Espanha e na Austrália do Sul, a incidência de preços zero ou negativos tornou-se componente estrutural do mercado desde 2021. Esse conjunto de evidências reforça uma conclusão.
Curtailment não é sobre “energia sobrando” no sentido simplista. É sobre desalinhamento entre perfil de geração, infraestrutura de rede e padrão de consumo. Esse desalinhamento aparece primeiro no preço horário.
Quando o preço spot se aproxima de zero, o sistema indica que o megawatt-hora adicional tem valor marginal nulo naquele instante. Quando o preço se torna negativo, o recado é ainda mais contundente.
Aquele megawatt-hora possui valor marginal negativo e precisa ser evitado para preservar a estabilidade do conjunto. Em mercados nodais como ERCOT, CAISO e PJM, preços entre menos 10 e menos 150 dólares por megawatt-hora já são realidade recorrente nos horários de pico solar.
Esses preços negativos estão no centro econômico do dilema entre sistemas de armazenamento em bateria e bitcoin mining. O BESS entra como tecnologia que compra energia muito barata ou negativa para revendê-la em horários de maior valor.
A mineração de bitcoin, por sua vez, converte energia barata em poder de processamento e receita financeira imediata. Uma diferença crucial é que um investimento deixa uma infraestrutura sistêmica para o sistema elétrico. O outro gera apenas fluxo financeiro especulativo atrelado a um ativo digital volátil.
Do ponto de vista de custos, sistemas BESS em escala utility têm apresentado valores médios globais entre 140 e 180 dólares por quilowatt-hora para projetos de quatro horas de duração, com números ainda mais agressivos em mercados como o chinês.
Eficiências de ciclo completo entre 85% e 92%, vidas úteis de milhares de ciclos e custos nivelados de armazenamento variando entre 60 e 150 dólares por megawatt-hora permitem que as baterias substituam usinas térmicas em serviços de ponta e de apoio à operação em mercados como Califórnia, Austrália e Reino Unido.
A receita de um BESS combina arbitragem entre horas baratas e caras, prestação de serviços ancilares e remuneração por capacidade firme, o que viabiliza contratos de 10 a 20 anos e reduz a incerteza para quem investe.
A mineração de bitcoin opera em lógica oposta
Seu consumo energético global já representa uma fração relevante da eletricidade mundial, e o custo total de operação é dominado pelo preço da energia, que pode responder por até 70% do gasto recorrente.
Para sobreviver após sucessivos halvings, mineradores precisam de energia muito barata, na faixa de 0,04 a 0,06 dólar por quilowatt-hora, ou abaixo disso. Energia de curtailment, precificada a zero ou com valor negativo, encaixa perfeitamente nessa equação.
É por isso que mineradores se concentram em regiões com excedente renovável e gargalos de transmissão, como o oeste do Texas, áreas remotas da China, partes do Cazaquistão, do Canadá e, mais recentemente, o Nordeste brasileiro.
Nesse contexto, a pergunta relevante deixa de ser se há ou não interesse privado em explorar esse excedente.
A questão passa a ser qual arquitetura de sistema o país deseja construir. O armazenamento altera a dinâmica estrutural e reduz simultaneamente perdas de energia, custos indiretos com térmicas girando em vazio e riscos de instabilidade.
A mineração apenas absorve o excedente no ponto de falha, sem fortalecer a infraestrutura elétrica de longo prazo.
No Brasil, o Preço de Liquidação das Diferenças já começou a sinalizar distorções importantes em horários de máxima geração renovável e baixa carga, sobretudo na região Nordeste.
A tendência, diante do crescimento acelerado de solar e eólica, é de aprofundamento desse quadro. Sem armazenamento e sem desenho de mercado adequado, o sistema empilha desperdício energético e peso tarifário.
Com armazenamento e com arranjos que remunerem flexibilidade, há espaço para transformar parte do problema em oportunidade de eficiência.
A decisão, porém, não é apenas técnica. Ela envolve escolhas regulatórias, revisão de subsídios, reposicionamento de agentes e enfrentamento de narrativas simplificadoras que ganharam espaço na última década.
Curtailment não é vilão nem detalhe estatístico. É um sinal forte de que o sistema cresceu mais rápido do que a inteligência de governança que o organiza.
Ignorar esse sinal é empurrar a conta para frente, com risco crescente de instabilidade e custos mais altos para o consumidor. Encará-lo de frente significa admitir que a transição energética exige mais do que slogans, incentivos difusos e fotos ao lado de painéis solares.
Exige redesenho de mercado, coordenação entre instituições e coragem política para corrigir rumos enquanto ainda há tempo de transformar o atual incômodo em aprendizado, e não em padrão permanente.
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