O setor elétrico brasileiro vive uma transformação histórica, impulsionado por uma matriz energética que, em 2025, alcança 89% de fontes renováveis, com 55 GW de energia solar e 23 GW de eólica instalados, segundo a ABSOLAR e o ONS. O mercado livre de energia, responsável por 92% da expansão da geração centralizada até 2029 (Abraceel), reflete um crescimento robusto, enquanto a geração distribuída (GD) atinge 37,4 GW, representando 22,2% da matriz. Contudo, essa expansão enfrenta um desafio crítico: o curtailment energético, ou cortes forçados na produção renovável devido à incapacidade do Sistema Interligado Nacional (SIN) de absorver excedentes. Este artigo, motivado pelo alerta contundente de Sumara Ticom, assessora do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), feito durante o Greener Summit 2025, explora as implicações para executivos e investidores. Ticom destacou que, sem ações coordenadas, até a geração centralizada pode falhar em evitar blackouts. O texto analisa oportunidades em renováveis intermitentes e tecnologias como BESS e hidrogênio verde (H2V), diante de barreiras regulatórias e infraestruturais.
O Desafio do Curtailment
O curtailment energético emergiu como um dos maiores obstáculos à expansão sustentável do setor elétrico brasileiro, especialmente à medida que fontes renováveis intermitentes, como solar e eólica, ganham protagonismo. Em 2025, o Brasil conta com 55 GW de capacidade instalada em energia solar, dos quais 37,4 GW são provenientes de geração distribuída, e 23 GW em eólica, segundo dados da ABSOLAR e do ONS. Esses números posicionam o país como um líder global na transição energética, com uma matriz que alcança 89% de fontes renováveis. No entanto, a intermitência dessas fontes — que dependem de condições climáticas como sol e vento — cria desafios operacionais que o Sistema Interligado Nacional (SIN) ainda não está plenamente equipado para gerenciar.
O curtailment ocorre quando o excesso de geração renovável não pode ser absorvido pela rede devido a limitações de transmissão, demanda insuficiente ou restrições operacionais para manter a frequência do sistema em 60 Hz. Projeções do ONS, baseadas em relatórios recentes, indicam que esse fenômeno deve crescer até 2029, com cortes energéticos superando os motivados por confiabilidade (limitações de infraestrutura). Esse aumento reflete a rápida expansão das renováveis, que, embora benéfica para a sustentabilidade, pressiona um sistema projetado historicamente para fontes hidrelétricas controláveis, que representam 60% da matriz em 2025.
Origens e Impactos do Curtailment
A raiz do problema está na desconexão entre a geração e a capacidade de transmissão. Após o apagão de agosto de 2023, que deixou mais de um terço dos brasileiros sem energia devido a falhas na infraestrutura, o ONS priorizou obras de expansão no SIN. Essas melhorias mitigaram parcialmente os gargalos de transmissão, mas o curtailment energético persiste como um desafio mais amplo. Sumara Ticom, durante o Greener Summit 2025, enfatizou que “mesmo que a transmissão fosse infinita, o curtailment energético aconteceria”, destacando a necessidade de abordar a dinâmica de oferta e demanda em um sistema interligado.
Os impactos são significativos. Em 2024, estimativas preliminares do ONS indicam que cerca de 3% da energia eólica e solar foi cortada, totalizando aproximadamente 2 TWh perdidos anualmente. Esse desperdício representa perdas financeiras para geradores e um risco operacional para a estabilidade do SIN. Além disso, o fenômeno da “energia lunar” — energia solar excedente injetada na rede à noite em algumas regiões, como Minas Gerais e Rio Grande do Sul — exemplifica como a falta de armazenamento ou gestão adequada agrava o problema. Sem intervenções, Ticom alerta que o país pode precisar cortar toda a geração centralizada para evitar desequilíbrios de frequência, aumentando a probabilidade de blackouts.
Fatores Regionais e Operacionais
A distribuição geográfica das renováveis amplifica o desafio. Regiões como o Nordeste, com 60% da capacidade eólica (14 GW), e o Sudeste, com 40% da solar (22 GW), concentram a geração, mas a transmissão para centros de consumo, como São Paulo e Rio de Janeiro, enfrenta limitações. Dados do ONS mostram que, em dias de alta irradiação ou ventos fortes, a taxa de curtailment pode atingir 10% localmente, especialmente em linhas saturadas. A intermitência também cria picos de produção que coincidem com baixa demanda, como ao meio-dia em feriados, quando a rede não consegue absorver a energia gerada.
Operacionalmente, o SIN depende de um equilíbrio delicado entre geração e carga. A introdução de fontes renováveis descentralizadas, como a GD (37,4 GW), adiciona complexidade. Embora a GD reduza a pressão sobre a transmissão, sua integração descoordenada pode sobrecarregar a rede local, contribuindo para o curtailment. O ONS tem trabalhado em modelos preditivos e clusterização de geradores para distribuir os cortes, mas a escala do problema exige soluções mais robustas.
Projeções e Riscos Futuros
As projeções do ONS, divulgadas em seu último relatório até junho de 2025, indicam que o curtailment energético pode dobrar até 2029, alcançando 6 TWh anuais, caso não haja intervenções significativas. Esse cenário é agravado pelo crescimento previsto da demanda, que deve subir 4% ao ano até 2030, segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), devido à industrialização e à eletrificação dos transportes. Sem capacidade de armazenamento ou expansão da rede, o risco de blackouts aumenta, especialmente em períodos secos que reduzem a geração hidrelétrica — ainda o principal regulador do SIN.
O alerta de Sumara Ticom reforça a urgência. Ela destacou que a geração distribuída, embora parte do sistema, precisa entender os fenômenos elétricos para contribuir eficazmente. A falta de alinhamento entre os agentes — geradores, transmissores, distribuidores e reguladores — pode transformar o curtailment em um gargalo estrutural, comprometendo os benefícios da transição renovável e a confiabilidade do suprimento.
Comparação Internacional
Experiências globais oferecem lições. Na Alemanha, líder em renováveis com 55% de sua eletricidade de fontes limpas em 2023 (IEA), o curtailment atingiu 6 TWh em 2019 devido a limitações de transmissão entre o norte (eólico) e o sul (consumo). A resposta incluiu investimentos em baterias (1,4 GW) e usinas reversíveis (9 GW), além de interconexões com países vizinhos. No Brasil, o desafio é semelhante, mas a escala da matriz hidrelétrica e a dependência de um único sistema interligado amplificam a complexidade. A Alemanha levou uma década para ajustar sua infraestrutura; o Brasil, com um crescimento renovável mais acelerado, precisa agir mais rápido.
Implicações para o Setor
Para os investidores, o curtailment representa um risco financeiro, com perdas estimadas em R$ 1 bilhão por ano em 2024, segundo a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (ABSOLAR). Projetos de grande escala, como os 17,6 GW de solar centralizada, podem enfrentar cortes frequentes, reduzindo a atratividade sem garantias regulatórias. Por outro lado, a crise cria uma demanda por inovação, abrindo espaço para tecnologias de armazenamento e modelos de negócios baseados em autoconsumo.
Em suma, o curtailment é um reflexo do sucesso da transição renovável, mas também um teste à capacidade do Brasil de modernizar seu sistema elétrico. Com planejamento estratégico, dados operacionais e colaboração setorial, é possível transformar esse desafio em uma oportunidade de liderança global. A próxima seção explorará como soluções como BESS e H2V, aliadas a incentivos regulatórios, podem pavimentar esse caminho.
Oportunidades de Investimento
O curtailment energético, embora um obstáculo, abre um leque de oportunidades para investidores dispostos a inovar e adaptar-se às dinâmicas do setor elétrico brasileiro. Com 55 GW de solar e 23 GW de eólica instalados em 2025, segundo a ABSOLAR e o ONS, e uma matriz que atinge 89% de renováveis, o Brasil posiciona-se como um mercado atraente para capitais internacionais e nacionais. A projeção da Abraceel de que o mercado livre de energia responderá por 92% da expansão da geração centralizada até 2029 reforça esse potencial. A seguir, exploram-se as principais avenidas de investimento, incluindo renováveis com armazenamento, o mercado livre, autoconsumo e o uso estratégico do open data do ONS, considerando as recentes mudanças regulatórias trazidas pela Medida Provisória (MP) 1.300/2025, publicada em maio de 2025 e em tramitação no Congresso até 3 de julho de 2025.
Renováveis com Armazenamento
A integração de soluções de armazenamento, como os Sistemas de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS) e o hidrogênio verde (H2V), é uma das mais promissoras oportunidades para mitigar o curtailment. Na Alemanha, referência global, o BESS alcançou 1,4 GW de capacidade em 2020, ajudando a absorver os 6 TWh de energia eólica e solar cortados em 2019, segundo o Bundesnetzagentur. No Brasil, o mercado de baterias ainda está em fase inicial, com estimativas da ABSOLAR apontando para 0,5 GW instalados até 2025, mas o potencial é significativo. O Leilão de Reserva de Capacidade, mencionado por Sumara Ticom no Greener Summit 2025, é um passo crucial para destravar investimentos, oferecendo contratos de longo prazo que garantem retorno aos investidores.
O H2V, produzido por eletrólise usando energia renovável excedente, também ganha tração. Projetos-piloto, como o da White Martins em Juiz de Fora (MG), com capacidade de 10 MW anunciada em 2024, demonstram viabilidade para indústrias energointensivas, como siderurgia e química. Esses sistemas não apenas reduzem o curtailment, mas criam novos mercados, com a demanda global por hidrogênio verde projetada a crescer 20% ao ano até 2030, segundo a IEA. Investidores podem alavancar incentivos fiscais e parcerias com o BNDES, que destinou R$ 2 bilhões para projetos de H2V em 2025, para escalar essas iniciativas.
Mercado Livre
O mercado livre de energia consolida-se como o motor da expansão renovável no Brasil, respondendo por 92% do crescimento da geração centralizada até 2029, conforme a Abraceel. Em 2024, o mercado atingiu 40% da carga nacional, com 130 TWh comercializados, e a tendência é de aumento, especialmente com a adesão de grandes consumidores, como a Gerdau e a Ambev. Esse modelo oferece contratos bilaterais de até 15 anos, permitindo que investidores mitiguem os riscos do curtailment ao combinar renováveis com BESS ou H2V, assegurando fornecimento estável.
A atratividade é reforçada por taxas de retorno competitivas, com projetos eólicos e solares no Nordeste oferecendo IRR (Taxa Interna de Retorno) média de 8-10% ao ano, segundo a BloombergNEF. Além disso, o mercado livre atrai fundos internacionais, como o BlackRock, que investiu US$ 500 milhões em renováveis brasileiras em 2024. A MP 1.300/2025, em análise no Congresso, propõe abrir o mercado livre para consumidores de baixa tensão a partir de agosto de 2026 (industriais e comerciais) e dezembro de 2027 (residenciais), o que pode ampliar as oportunidades, embora exija adaptação às novas regras de registro de contratos na CCEE até 31 de dezembro de 2025 para manter descontos na TUSD/TUST.
Autoconsumo
O autoconsumo emerge como uma solução resiliente ao curtailment, especialmente para indústrias e comunidades isoladas. Em 2025, a GD representa 37,4 GW, com destaque para sistemas fotovoltaicos em telhados de fábricas e shoppings, que evitam a injeção de excedentes na rede. Exemplos incluem a Coca-Cola FEMSA, que instalou 12 MW em suas unidades no interior de São Paulo, reduzindo custos em 15% e eliminando dependência do SIN em horários de pico.
Regiões remotas, como o Amazonas, também beneficiam-se, com projetos como o da Eletronorte, que instalou 5 MW de solar com BESS em comunidades ribeirinhas em 2024. Esses sistemas diminuem perdas de transmissão (15% no Brasil, segundo o ONS) e atraem investidores por sua previsibilidade financeira. O marco legal da GD (Lei 14.300/2022) oferecia isenção de encargos por até 23 anos (até 2045) para projetos com direito adquirido até julho de 2023. No entanto, a MP 1.300/2025, em tramitação, propõe ajustes, limitando os descontos na TUSD/TUST a contratos registrados na CCEE até 31 de dezembro de 2025, o que pode impactar a atratividade de novos projetos de autoconsumo após essa data, exigindo reavaliação dos planos de investimento.
Open Data do ONS
Desde agosto de 2021, o Portal de Dados Abertos do ONS disponibiliza informações detalhadas sobre geração, carga, transmissão e hidrologia, abrangendo dados históricos e consolidados. Em 2024, o portal registrou 1,2 milhão de acessos, refletindo o interesse de empresas e pesquisadores. Esses dados permitem simulações de curtailment, como as realizadas pela AES Brasil, que otimizou a operação de 1 GW eólico no Rio Grande do Sul, reduzindo cortes em 8%.
O uso estratégico pode identificar regiões com menor saturação renovável, como o Centro-Oeste, onde apenas 10% da capacidade solar está instalada. Empresas como a nMentors Engenharia que desenvolvem análises preditiva com base em dados, podem antecipar tendências e alinhar projetos à dinâmica do SIN, maximizando eficiência e retorno, independentemente das mudanças regulatórias em curso.
Perspectivas de Retorno
Os retornos variam por segmento. Projetos de BESS oferecem TIR de 12-15% com contratos de reserva de capacidade, enquanto H2V pode alcançar 18% em mercados exportadores, como a Europa, segundo a FIRJAN. O autoconsumo garante economia imediata de 10-20% nas contas industriais, e o mercado livre proporciona hedge contra volatilidade, com contratos indexados ao IPCA. Esses indicadores, aliados ao crescimento da demanda (4% ao ano até 2030, EPE), posicionam o Brasil como um hub de investimentos verdes, apesar das incertezas trazidas pela MP 1.300/2025, que exige agilidade na estruturação de projetos até o final de 2025 para preservar benefícios existentes.
Desafios e Barreiras
Embora o setor elétrico brasileiro ofereça oportunidades significativas, os desafios e barreiras associados ao curtailment energético e à expansão renovável exigem atenção estratégica de executivos e investidores. Com 55 GW de solar e 23 GW de eólica instalados em 2025, segundo a ABSOLAR e o ONS, e uma matriz que atinge 89% de renováveis, o Brasil enfrenta obstáculos regulatórios, infraestruturais e políticos que podem comprometer o ritmo de crescimento. Esses desafios, agravados pelas recentes mudanças propostas na Medida Provisória (MP) 1.300/2025, em tramitação no Congresso, são cruciais para a tomada de decisão no setor. A seguir, exploram-se as principais barreiras e seus impactos.
Regulação
A regulação é um dos maiores entraves à mitigação do curtailment e ao avanço de tecnologias como os Sistemas de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS) e o hidrogênio verde (H2V). A definição de requisitos técnicos para a integração de BESS ao SIN, mencionada por Sumara Ticom no Greener Summit 2025, ainda está em andamento, com o ONS e a ANEEL trabalhando em normas que devem ser concluídas até o final de 2025. Esse atraso reflete a complexidade de alinhar interesses de geradores, distribuidores e consumidores em um sistema interligado.
Além disso, a alta carga tributária no setor elétrico representa um desafio significativo. No Rio de Janeiro, por exemplo, a fatura de energia inclui 24% de ICMS, além de PIS/COFINS e taxas como SISOL, somando-se a perdas por furtos (“gatos”) e ineficiências na transmissão e distribuição, estimadas em 15% pelo ONS. A MP 1.300/2025, publicada em maio de 2025, propõe ajustar os subsídios à geração distribuída (GD), limitando descontos na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) e Transmissão (TUST) a contratos registrados na CCEE até 31 de dezembro de 2025. Essa mudança pode aumentar os custos de novos projetos de GD e armazenamento, exigindo que investidores planejem com antecedência para aproveitar os incentivos atuais.
Infraestrutura
A expansão da infraestrutura de transmissão é outro gargalo crítico. Após o apagão de agosto de 2023, que expôs fragilidades no SIN, o ONS priorizou obras como a Linha de Transmissão Xingu-Estreito (2.500 MW), concluída em 2024, e a ampliação da rede no Nordeste. No entanto, a capacidade total de transmissão ainda não acompanha o crescimento das renováveis, especialmente em regiões como o Nordeste (60% da eólica) e o Sudeste (40% da solar). Dados do ONS indicam que, em 2024, apenas 70% das linhas planejadas até 2026 foram iniciadas, devido a entraves ambientais e licenciamento, que podem levar até cinco anos por projeto.
A comparação com a Alemanha é instrutiva. Lá, a expansão de linhas de alta tensão entre o norte (rico em eólica) e o sul (centros de consumo) levou uma década, com investimentos de € 20 bilhões entre 2010 e 2020, segundo a IEA. No Brasil, o Plano Decenal de Expansão de Energia 2031 (PDE 2031), da EPE, estima R$ 50 bilhões para modernizar a rede até 2030, mas a execução depende de financiamento e coordenação entre estados. Atrasos na infraestrutura amplificam o curtailment, com taxas locais atingindo 10% em dias de pico, segundo o ONS.
Incerteza Política
A incerteza política e a coordenação setorial são barreiras adicionais. A MP 1.300/2025, com 598 emendas apresentadas até maio de 2025, reflete divergências no Congresso. Propostas variam desde a proibição de encargos por cortes (emenda de Lafayette de Andrada) até a permissão de curtailment na GD (sugerida por Laércio Oliveira), criando um ambiente imprevisível. A falta de consenso pode atrasar a aprovação final, esperada para o segundo semestre de 2025, segundo o MME.
A dependência de um diálogo contínuo entre ONS, ANEEL e agentes do setor, como destacado por Sumara Ticom, é essencial, mas a velocidade desse processo é limitada por prioridades divergentes. A experiência da Califórnia (2000-2001), onde manipulação de mercado e falhas regulatórias levaram a blackouts, serve de alerta. No Brasil, a coordenação eficaz pode evitar cenários similares, mas exige paciência e investimentos em advocacy por parte dos investidores.
Impactos Econômicos e Sociais
Os desafios regulatórios e infraestruturais têm impactos diretos. A ABSOLAR estima que o curtailment causou perdas de R$ 1 bilhão em 2024, afetando a competitividade de geradores. Para os consumidores, a alta carga tributária e as perdas de transmissão elevam as tarifas, com o custo médio residencial atingindo R$ 0,90/kWh em 2025, segundo a ANEEL. Atrasos na expansão da rede também afetam comunidades remotas, como no Amazonas, onde 20% da população ainda depende de diesel, segundo a Eletronorte.
Perspectiva de Superação
Apesar dos entraves, o setor está em movimento. A ANEEL trabalha em consultas públicas para os requisitos de BESS, com prazo até setembro de 2025, e o BNDES liberou R$ 5 bilhões em linhas de crédito para infraestrutura em 2025. Esses passos indicam um caminho para superar as barreiras, mas a velocidade de implementação será decisiva para mitigar o curtailment e sustentar o crescimento renovável.
Estratégias para Executivos
Para navegar pelos desafios do curtailment energético e capitalizar as oportunidades no setor elétrico brasileiro, executivos e investidores precisam adotar estratégias proativas e alinhadas às dinâmicas do Sistema Interligado Nacional (SIN). Com 55 GW de solar e 23 GW de eólica instalados em 2025, segundo a ABSOLAR e o ONS, e uma matriz que atinge 89% de renováveis, o Brasil oferece um mercado em transformação, mas marcado por incertezas regulatórias e infraestruturais, especialmente com a Medida Provisória (MP) 1.300/2025 em tramitação no Congresso. A seguir, exploram-se estratégias práticas para maximizar retornos e mitigar riscos, baseadas em dados reais e insights operacionais.
Parcerias com ONS e ANEEL
Estabelecer colaborações estratégicas com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) é essencial para antecipar regulações e influenciar decisões. Sumara Ticom destacou no Greener Summit 2025 a importância do diálogo com os agentes do setor para integrar soluções como BESS e hidrogênio verde (H2V). Executivos podem participar de consultas públicas, como a da ANEEL para requisitos de BESS, com prazo até setembro de 2025, ou oferecer insumos técnicos ao ONS, que já utiliza dados abertos para otimizar o SIN.
Investimento em Pilotos de BESS e H2V
Investir em projetos-piloto de BESS e H2V permite testar soluções de armazenamento em escala controlada, aproveitando incentivos emergentes. O BNDES liberou R$ 5 bilhões em linhas de crédito para infraestrutura em 2025, incluindo armazenamento, enquanto o Leilão de Reserva de Capacidade, citado por Ticom, oferece contratos de longo prazo. Exemplos como o BESS de 5 MW da Eletronorte no Amazonas (2024) e o projeto de H2V de 10 MW da White Martins em Juiz de Fora (MG) demonstram viabilidade, com reduções de custo estimadas em 15-20% ao escalonar para 50 MW até 2027, segundo a FIRJAN. Esses pilotos atraem investidores internacionais, como o BlackRock, que alocou US$ 500 milhões em renováveis em 2024.
Avaliação de Riscos Regionais
A análise de riscos regionais é crucial para otimizar investimentos. Regiões como o Nordeste, com 60% da capacidade eólica (14 GW), e o Sudeste, com 40% da solar (22 GW), concentram geração, mas enfrentam taxas de curtailment de até 10% em dias de pico, segundo o ONS. Áreas com alta demanda e baixa saturação, como o Centro-Oeste (10% da solar), oferecem oportunidades, com irradiação média de 5,5 kWh/m²/dia, conforme a EPE. Executivos devem mapear linhas de transmissão saturadas e priorizar projetos com BESS local, reduzindo dependência do SIN e assegurando TIR de 12-15%, segundo a BloombergNEF.
Utilização do Open Data do ONS
O Portal de Dados Abertos do ONS, lançado em agosto de 2021 e com 1,2 milhão de acessos em 2024, é uma ferramenta poderosa para decisões informadas. Esses dados, que incluem geração, carga e hidrologia, permitem simulações de curtailment, como as que a nMentors Engenharia pode realizar. Investidores podem identificar padrões, como picos de excedente no Nordeste, e alinhar projetos à dinâmica do SIN, maximizando eficiência independentemente das mudanças regulatórias da MP 1.300/2025, que exige registros na CCEE até 31 de dezembro de 2025.
Gestão de Riscos Regulatórios
A MP 1.300/2025, com 598 emendas em análise até maio de 2025, introduz incertezas, como a limitação de descontos na TUSD/TUST para contratos até dezembro de 2025. Executivos devem acelerar a estruturação de projetos, garantindo registro na CCEE antes do prazo, e diversificar portfólios entre GD, mercado livre e exportação de H2V. Parcerias com consultorias, como a PwC, que estima R$ 2 bilhões em custos adicionais por atraso regulatório, ajudam a mitigar impactos.
Monitoramento de Tendências Globais
Acompanhar tendências globais, como os € 20 bilhões investidos pela Alemanha em transmissão entre 2010 e 2020 (IEA), orienta estratégias. No Brasil, o Plano Decenal de Expansão de Energia 2031 (PDE 2031) projeta R$ 50 bilhões até 2030, e executivos podem alocar 10-15% dos budgets para advocacy e inovação.
Desenvolvimento de Talentos
Investir em capacitação é estratégico, especialmente por meio do projeto “CPFL nas Universidades”, desenvolvido pela nMentors Engenharia para a CPFL Piratininga em parceria com o Programa de Eficiência Energética (PEE) da ANEEL. Lançado em 2025 e financiado com recursos do PEE, o programa capacita estudantes de engenharia de instituições de ensino superior, conectando teoria e prática por meio de atividades pedagógicas interativas e estudos de viabilidade técnica e econômica. O programa visa formar profissionais aptos a enfrentar desafios energéticos, com foco em eficiência e regulatórios.
Resultados Esperados
Essas estratégias podem elevar a TIR média para 10-18%, dependendo do segmento (BESS, H2V, GD), e reduzir riscos de curtailment em 15-20%, conforme simulações da EPE. A agilidade na execução, até o final de 2025, é chave para aproveitar os incentivos antes das mudanças da MP 1.300/2025.
Conclusão
O curtailment energético representa um ponto de inflexão para o setor elétrico brasileiro, um desafio nascido do sucesso da transição renovável, mas que, se não enfrentado com visão estratégica, pode comprometer a confiabilidade do Sistema Interligado Nacional (SIN) e os ambiciosos planos de crescimento até 2029. Com 55 GW de solar e 23 GW de eólica instalados em 2025, segundo a ABSOLAR e o ONS, e uma matriz que atinge 89% de renováveis, o Brasil está na vanguarda global da sustentabilidade energética. No entanto, o alerta de Sumara Ticom, feito no Greener Summit 2025, sublinha a urgência de ações coordenadas para evitar que o curtailment evolua de um fenômeno operacional para uma crise sistêmica, com riscos de blackouts e perdas estimadas em R$ 1 bilhão anuais, conforme a ABSOLAR.
Esta análise revelou que o curtailment não é um obstáculo intransponível, mas uma oportunidade para inovação e liderança. Soluções como os Sistemas de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS) e o hidrogênio verde (H2V) demonstram viabilidade, com exemplos como o BESS de 5 MW da Eletronorte no Amazonas (2024) e o projeto de H2V de 10 MW da White Martins em Juiz de Fora (MG) pavimentando o caminho. O mercado livre, responsável por 92% da expansão da geração centralizada até 2029 (Abraceel), e o autoconsumo, com 37,4 GW de GD, oferecem plataformas robustas para investimentos, enquanto o open data do ONS, com 1,2 milhão de acessos em 2024, fornece os dados necessários para decisões informadas, como as utilizadas pela nMentors Engenharia, para estudos preditivos.
Os desafios regulatórios, como os atrasos na definição de requisitos para BESS e os ajustes propostos na Medida Provisória (MP) 1.300/2025, que limita descontos na TUSD/TUST a contratos registrados até 31 de dezembro de 2025, e infraestruturais, com apenas 70% das linhas de transmissão planejadas até 2026 iniciadas (ONS), exigem agilidade. A incerteza política, refletida nas 598 emendas à MP em análise no Congresso, adiciona complexidade, mas o diálogo contínuo entre ONS, ANEEL e o setor, como destacado por Ticom, oferece uma base para superação. Investimentos como os R$ 5 bilhões do BNDES para infraestrutura em 2025 e os R$ 50 bilhões projetados no PDE 2031 (EPE) sinalizam um compromisso com a modernização.
As estratégias propostas — parcerias com reguladores, pilotos de tecnologias, avaliação regional, uso de dados abertos, gestão de riscos e capacitação — posicionam executivos e investidores para liderar essa transformação. Com TIRs variando de 10-18% (FIRJAN, BloombergNEF) e uma demanda crescente de 4% ao ano até 2030 (EPE), o Brasil pode converter o curtailment em um catalisador de inovação, atraindo capitais como os US$ 500 milhões do BlackRock em 2024. A janela de oportunidade é agora, especialmente antes do fim de 2025, quando as mudanças regulatórias podem redefinir o cenário.
Em última análise, o sucesso dependerá de uma visão integrada, combinando tecnologia, regulação e colaboração. O Brasil tem os recursos — sol, vento e dados — e o potencial para se tornar um modelo global de energia renovável sustentável. A resposta ao alerta de Ticom não é apenas evitar blackouts, mas construir um futuro energético resiliente, competitivo e inclusivo, onde o curtailment seja uma memória superada por meio de inovação e estratégia. Executivos que agirem com visão de longo prazo colherão os frutos de uma transição bem-sucedida, liderando a próxima onda de crescimento no setor elétrico brasileiro.
