O Brasil registrou 51 dias críticos de curtailment de geração solar e eólica entre janeiro e agosto de 2026, segundo levantamento da Volt Robotics. O número significa que, em média, houve um episódio com cortes superiores a 60% da geração renovável disponível a cada cinco dias. Em 12 desses dias, a restrição chegou a 80% da geração disponível em pelo menos um momento.
O levantamento aponta ainda uma intensificação do problema em relação a 2025. Nos oito primeiros meses do ano passado, foram identificados 30 dias com cortes superiores a 60%, dos quais sete chegaram ao patamar de 80%. Já em 2026, até agosto, foram 51 e 12 dias, respectivamente.
A análise foi elaborada pela Volt Robotics a partir de dados públicos do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), processados no Curtailment Tracker da empresa. O indicador considera ocorrências intradiárias e, portanto, não representa uma média diária de cortes.
Energia cortada cresce 18,3%
O volume médio de geração solar e eólica restringido entre janeiro e agosto de 2026 chegou a 3.853 MW médios, alta de 18,3% em relação ao mesmo período de 2025. Segundo a Volt Robotics, a energia cortada no período correspondeu a 22,47 bilhões de kWh.
Para dimensionar esse volume, a consultoria calculou que a energia seria suficiente para atender, durante os oito meses analisados, o consumo residencial de 15,6 milhões de residências, número próximo ao total de unidades consumidoras residenciais de São Paulo, Rio de Janeiro e Fortaleza somadas. A estimativa considera consumo residencial médio de 180 kWh/mês.
Pelo cálculo apresentado no infográfico da empresa, a energia desperdiçada equivaleria ao consumo de aproximadamente 8,4 milhões de residências em São Paulo, 3,6 milhões no Rio de Janeiro e 3,5 milhões em Fortaleza.
Razão energética ganha participação
Além do aumento do volume de cortes, a composição do curtailment também mudou. Os cortes classificados como de razão energética (ENE) responderam por 67% do total em 2026, ante 49% em 2025 e 21% em 2024. As demais categorias são as restrições de confiabilidade (CNF) e de razão elétrica (REL).
Pela classificação regulatória apresentada no estudo, os cortes ENE estão associados a situações de excesso de geração em relação à demanda. Já os cortes REL estão relacionados à indisponibilidade de linhas de transmissão por manutenção ou falhas, enquanto os CNF ocorrem quando a rede disponível não pode escoar toda a geração renovável sem comprometer condições de segurança do sistema.
A Volt Robotics, contudo, argumenta que a classificação da razão do corte não necessariamente identifica, por si só, a causa-raiz do evento. Segundo a análise, situações classificadas como energéticas podem ocorrer simultaneamente a níveis elevados de geração hidráulica ou térmica, por exemplo, o que demandaria uma reconstrução mais detalhada das condições operativas.
O estudo destaca que um mesmo nível de corte pode resultar de diferentes combinações de fatores. Entre as possibilidades estão limitações de transmissão, sobreoferta sistêmica, inflexibilidade de usinas convencionais, requisitos de segurança elétrica e desvios de previsão de carga ou geração.
Dois episódios de 2025 são usados pela consultoria para ilustrar essa diferença.
Em 10 de agosto de 2025, Dia dos Pais, os cortes chegaram perto de 100% da geração solar e eólica disponível em alguns momentos. A análise aponta que a geração renovável não era excepcionalmente elevada em comparação com outros domingos. Por outro lado, a demanda ficou muito abaixo da previsão, chegando a apresentar desvios próximos de 15% em determinados intervalos, enquanto cerca de 13 GW de geração térmica permaneciam em operação durante o vale diurno.
Já em 4 de maio de 2025, os cortes chegaram perto de 95% em alguns intervalos. Nesse caso, havia demanda relativamente baixa e cerca de 8 GW de térmicas ligadas, mas a combinação das condições era diferente da observada no Dia dos Pais. Para a Volt, os episódios demonstram que um mesmo percentual de curtailment não necessariamente possui uma causa única.
Impacto econômico chega a bilhões de reais
No período de 1º de outubro de 2021 a 31 de agosto de 2026, o Curtailment Tracker identificou pelo menos 73,4 milhões de MWh de geração cortada, considerando todas as razões e usinas incluídas na base analisada. A energia corresponderia a R$ 8,6 bilhões quando valorada pelo Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). Na modelagem que considera as regras contratuais usina a usina, o valor chega a R$ 13,1 bilhões, sem correção monetária.
A consultoria ressalta, porém, que esses valores não constituem uma apuração oficial de valores devidos ou de compensações. São estimativas produzidas a partir de dados publicados pelo ONS e de modelagem contratual. Dependendo do tratamento aplicado às inconsistências dos dados, o volume estimado poderia chegar a 75,8 milhões de MWh e o impacto contratual a R$ 13,6 bilhões.
Portaria 140 e compensações
O estudo também relaciona o problema às discussões sobre compensação financeira dos cortes. A Portaria nº 140, publicada pelo Ministério de Minas e Energia em julho de 2026, disciplinou o Termo de Compromisso para compensação de cortes de usinas eólicas e solares ocorridos entre 1º de setembro de 2023 e 25 de novembro de 2025.
Considerando apenas os cortes classificados como de confiabilidade nesse intervalo, a Volt estima preliminarmente R$ 4,4 bilhões em valor contratual, dos quais aproximadamente R$ 3,4 bilhões estariam associados a empreendimentos eólicos e R$ 963 milhões a usinas solares. A empresa ressalta que o valor final dependerá do reprocessamento dos dados, dos critérios aplicáveis e da situação de cada usina.
Experiências internacionais apontam soluções diferentes
A análise compara ainda experiências de outros mercados para mostrar que a redução do curtailment depende da identificação da restrição predominante.
No Texas, nos Estados Unidos, a concentração da geração eólica no oeste e da demanda no leste levou à expansão da transmissão por meio do programa Competitive Renewable Energy Zones (CREZ). Segundo os dados citados no estudo, foram viabilizadas mais de 3.600 milhas de novas linhas, com investimento aproximado de US$ 6,9 bilhões, enquanto o curtailment eólico caiu de cerca de 17% em 2009 para 0,5% em 2014.
Na Austrália Meridional, o problema estava associado ao system strength. A instalação de quatro condensadores síncronos pela ElectraNet levou a uma redução do corte médio atribuído à restrição de 62 MW no terceiro trimestre de 2021 para zero no mesmo trimestre de 2022, segundo dados citados da AEMO. O curtailment total das renováveis variáveis na região caiu de 10% para 2,4%.
Na Califórnia, por outro lado, a expansão das baterias não eliminou o problema. O CAISO registrou 3,4 milhões de MWh de geração solar e eólica cortados em 2024, alta de 29% em relação a 2023, com a solar respondendo por 93% do volume.
Na Grã-Bretanha, onde há concentração de geração eólica na Escócia e maior demanda ao sul, o estudo cita curtailment equivalente a 13% da produção eólica potencial em 2024/25.
Baterias são parte da solução, mas não para todos os casos
Para avaliar o impacto de diferentes intervenções, a Volt Robotics desenvolveu um modelo sintético denominado Laboratório de Curtailment, um mini-SIN com quatro submercados, balanço horário, geração renovável, térmica e hidráulica, limites de intercâmbio, carga flexível, bateria e uma restrição sintética de segurança. A empresa ressalta que o modelo não representa quantitativamente o SIN brasileiro.
No cenário em que a transmissão era a restrição dominante, ampliar em 50% os limites dos corredores reduziu o curtailment em 20,5%. No cenário de sobreoferta sistêmica, a expansão da transmissão não alterou o resultado, enquanto a flexibilização dos mínimos convencionais reduziu o corte em 28,9%. Quando a inflexibilidade era a restrição dominante, a mesma intervenção reduziu o curtailment em 57,7%.
No cenário de segurança elétrica, a retirada do limite associado ao serviço reduziu o corte em 88,7%, enquanto transmissão, bateria exclusivamente energética, carga flexível e redução dos mínimos não produziram efeito no modelo. A Volt ressalta que os percentuais são exclusivamente didáticos e não representam estimativas para o sistema brasileiro.
Diagnóstico antes do investimento
Para a consultoria, o aumento do curtailment reforça a necessidade de aprimorar a identificação das causas antes da definição dos investimentos. Entre as alternativas disponíveis estão reforços de transmissão, armazenamento, condensadores síncronos, inversores formadores de rede, redução de mínimos de geração, despacho intradiário, melhoria das previsões, automação, intercâmbio e resposta da demanda.
A análise propõe que cada evento relevante permita reconstruir a causa do corte, os dados que sustentaram a decisão operativa, um contrafactual para testar a hipótese, a rastreabilidade das ordens e a possibilidade de auditoria por terceiros.
Nesse contexto, a empresa defende que investimentos sejam comparados pelo custo por MWh de geração recuperada, considerando simultaneamente segurança, confiabilidade e demais benefícios. A avaliação busca evitar que recursos sejam direcionados para soluções que não atuem sobre a restrição efetivamente responsável pelo corte.
