Relatório do Itaú BBA aponta que, apesar do recuo marginal em junho, restrições operativas por razão energética penalizam o fluxo de caixa de grandes geradoras como Auren, CPFL e Alupar
O volume de energia renovável desperdiçada no Brasil voltou a recuar em junho, mas os números continuam indicando um severo problema estrutural para o setor elétrico. Dados do mais recente relatório de monitoramento do Itaú BBA apontam que o índice de curtailment das usinas eólicas e solares atingiu 18,2% da geração potencial no mês, abaixo dos 20,7% registrados em maio. Apesar da melhora na margem, o patamar permanece acima dos 16,7% observados em junho do ano passado e reforça a deterioração gradual das condições operacionais para os empreendimentos renováveis conectados ao Sistema Interligado Nacional (SIN).
O curtailment representa a redução compulsória da geração determinada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), normalmente associada a limitações de transmissão, questões de confiabilidade elétrica ou excesso de oferta diante da demanda disponível. Nos últimos dois anos, entretanto, a chamada “razão energética”, caracterizada pela insuficiência de consumo para absorver toda a produção disponível, passou a ocupar posição central no fenômeno. O movimento evidencia um descompasso crescente entre a expansão acelerada da capacidade instalada de geração renovável e a velocidade de crescimento da carga no sistema elétrico brasileiro.
Eólicas e solares continuam operando abaixo do potencial
Os dados de junho mostram que as restrições seguiram mais severas para os empreendimentos fotovoltaicos. O curtailment das usinas solares alcançou 25,4% da geração potencial, abaixo dos 28,4% registrados em maio, mas ainda superior aos 24,8% observados no mesmo período de 2025. No segmento eólico, o indicador recuou de 18,0% para 15,7% entre maio e junho, embora permaneça acima dos 13,9% verificados um ano antes.
Na prática, isso significa que aproximadamente um quarto de toda a energia solar que poderia ter sido produzida no país durante junho deixou de ser convertida em receita para os geradores em função das restrições operativas impostas ao sistema. A persistência desses índices reforça as preocupações do mercado em relação à previsibilidade dos fluxos de caixa dos projetos renováveis, especialmente em empreendimentos estruturados com elevada alavancagem financeira e contratos de longo prazo (PPA).
Excesso de oferta ganha protagonismo no segundo trimestre
Embora o recuo mensal tenha trazido algum alívio operacional na margem, o desempenho consolidado do segundo trimestre aponta para um agravamento do problema. Entre abril e junho, o curtailment médio consolidado atingiu 19,3%, acima dos 16,2% registrados no primeiro trimestre e dos 14,9% observados no segundo trimestre de 2025.
A equipe técnica do Itaú BBA atribui a deterioração principalmente ao crescimento dos cortes motivados por razões energéticas: “O avanço na comparação anual foi puxado principalmente pelo corte por razão energética, associado à falta de demanda. Já os cortes por confiabilidade elétrica e indisponibilidade externa ficaram em linha com o mês anterior.”
O diagnóstico reforça uma mudança importante na natureza do problema enfrentado pelas renováveis brasileiras. Historicamente, o curtailment esteve associado sobretudo à insuficiência da infraestrutura de transmissão para escoar a produção dos polos de geração. Agora, parte relevante das restrições decorre simplesmente da inexistência de carga suficiente para absorver a energia disponível em determinados horários. O fenômeno é particularmente visível nos períodos de elevada produção solar combinada com reservatórios hidrelétricos confortáveis e baixo crescimento do consumo nacional.
Pressão aumenta sobre o caixa das geradoras
A piora das restrições começa a aparecer de forma cada vez mais evidente nos balanços financeiros das companhias listadas. Em termos absolutos, a Auren Energia liderou os cortes registrados em junho dentro do universo de cobertura do banco, acumulando mais de 200 MW médios de geração interrompida.
Quando a análise considera a participação das perdas em relação à geração total dos ativos, no entanto, o ranking de exposição se altera significativamente. Em termos relativos, analistas do banco apontam que a CPFL Energia e a Alupar foram as mais afetadas no mês, registrando cortes que superaram 28% da geração potencial de seus portfólios.
No consolidado do segundo trimestre (2T26), o relatório contabilizou um corte total de 702 GWh para a Auren, 475 GWh para a Comerc Energia e 303 GWh para a Equatorial Energia. Em contrapartida, a Cemig figurou como a única companhia sob cobertura a apresentar uma redução do curtailment relativo na comparação trimestral.
Os números ajudam a dimensionar a magnitude econômica do problema. Para empresas expostas ao Ambiente de Contratação Livre (ACL), cada megawatt-hora não gerado representa perda direta de receita e aumento da volatilidade operacional. Além disso, a recorrência dos cortes eleva a percepção de risco dos investidores e pressiona as premissas de custo de capital utilizadas no financiamento de novos projetos renováveis. Cabe ressaltar que os dados consolidados consideram a totalidade das usinas vinculadas a determinado controlador econômico, sem descontar participações minoritárias ou estruturas societárias compartilhadas, o que pode gerar diferenças entre a exposição efetiva das holdings e os volumes absolutos apresentados.
Gargalos migram entre estados e subestações
O mapeamento geográfico realizado a partir dos dados operacionais do ONS revelou mudanças importantes nos principais pontos de congestionamento da rede básica. No segmento eólico, as restrições mais severas deixaram de se concentrar majoritariamente na Bahia e migraram para o Rio Grande do Norte, especialmente nas regiões atendidas pelas subestações estratégicas de João Câmara e Jandaíra.
Já no caso da geração solar, a Bahia permaneceu como principal foco dos cortes, concentrando quatro das cinco subestações mais afetadas do país durante o mês de junho. No consolidado estadual, Rio Grande do Norte, Ceará e Bahia lideraram as restrições na geração eólica, todos com índices superiores a 15% da produção disponível. Na fonte solar, os maiores impactos foram observados na Bahia, em São Paulo e em Minas Gerais, estados que registraram perdas superiores a 25% da energia potencialmente gerável.
Debate regulatório deve ganhar intensidade
O avanço persistente do curtailment amplia a pressão sobre o governo federal, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e o Operador Nacional do Sistema para acelerar soluções regulatórias e estruturais. Entre as medidas discutidas pelo mercado estão a ampliação de leilões de transmissão, a expansão regulada dos sistemas de armazenamento por baterias (BESS), o fortalecimento dos mecanismos de resposta da demanda e a criação de instrumentos econômicos capazes de sinalizar de forma mais eficiente a necessidade de flexibilidade no sistema elétrico.
Enquanto essas soluções não avançam na mesma velocidade da expansão renovável, o setor convive com um cenário paradoxal: o país amplia rapidamente sua capacidade de geração limpa, mas parte crescente dessa energia continua sem encontrar espaço para ser efetivamente consumida.
