Corte de geração fotovoltaica pode chegar a 27,7% em 2030

Cortes na geração fotovoltaica são esperados no Brasil, com projeções do Operador Nacional do Sistema (ONS) indicando que a geração solar centralizada poderá ter cortes de até 27,7% em 2030 e 23,5% em 2026, concentrados no pico solar (9h-16h), devido ao crescimento da fonte mais rápido que a demanda e a necessidade de equilíbrio do Sistema Interligado Nacional (SIN). Isso ocorre porque, com o excesso de energia solar, o ONS precisa desligar outras fontes (como hidrelétricas) para evitar sobrecarga, criando um "paradoxo energético" onde o barateamento e expansão do solar levam à necessidade de gerenciar e até conter sua produção.

Por que isso acontece?

Crescimento Exponencial da Solar: A energia solar (tanto distribuída quanto centralizada) tem crescido muito, superando o ritmo de crescimento da demanda elétrica.

Excesso de Oferta: Em certos períodos, especialmente no meio do dia, a geração solar é tão alta que excede o consumo, desequilibrando o sistema.

Necessidade de Gestão: O ONS precisa intervir, cortando a geração de usinas (inclusive solares) ou diminuindo o despacho de hidrelétricas para manter a estabilidade, o que resulta em perdas de energia e receita.

O Que Pode Acontecer:

Cortes de Geração: Redução da produção de usinas solares, principalmente as maiores (centralizadas), para equilibrar o sistema.

Impacto na Geração Distribuída (GD): Embora a GD (painéis em casas e comércios) tenha um tratamento diferente, a alta penetração também contribui para o desafio de gestão do SIN.

Busca por Soluções: O setor busca inovações como armazenamento (baterias), projetos híbridos e melhor gerenciamento da demanda para absorver essa energia.

Em resumo, a questão não é a falta de energia solar, mas o desafio de integrá-la de forma eficiente e estável ao sistema elétrico, especialmente nos horários de pico de produção, o que pode levar a cortes de geração.

Já em 2026, o nível dos cortes de geração solar centralizada deve chegar a 23,5% na média anual. A maior parte dos cortes fica concentrada nos períodos de 09h até 16h, coincidindo com o pico de geração solar distribuída. O Operador Nacional do Sistema recomendou que a expansão da geração solar centralizada e distribuída não continue avançando em ritmo superior ao crescimento da carga diurna no SIN.

O corte de geração solar centralizada no Brasil, já em um patamar alto em 2025, deve continuar aumentando nos próximos anos chegando a 27,7% do potencial de geração em 2029, segundo projeções divulgadas em 16/12/25 pelo Operador Nacional do Sistema. Já em 2026, o nível dos cortes de geração solar centralizada deve chegar a 23,5% na média anual. Para a fonte eólica, o nível de curtailment previsto é menor, indo de 10,5% em 2026 e permanecendo em 11% nos anos seguintes até 2029.

A maior parte dos cortes fica concentrada nos períodos de 09h até 16h, coincidindo com o pico de geração solar distribuída, quando o nível dos cortes pode chegar a 73%. Nesse intervalo, os cortes podem atingir montantes superiores a 40 GW a 50 GW nos cenários mais críticos, notadamente em fins de

e feriados, quando a carga supervisionada no período diurno atinge seus valores mínimos.

Na manhã e no entardecer, entre as 7h e 09h e no período de 16h até as 18h, os cortes chegam a 37,8%. À noite, das 18h até as 7h, o nível de corte permanece mínimo, abaixo de 4%.

A integração de novos grandes consumidores, especialmente de data centers no Nordeste, pode reduzir os cortes, mas de forma limitada. A análise do ONS estima que mesmo com a inserção de 4 GW de novas cargas em um cenário de sensibilidade avaliado para 2029, a redução de cortes foi inferior a 800 MWmédios, reforçando que o curtailment é um fenômeno concentrado em determinados intervalos e com tendência estrutural.

O ONS alerta que uma redução mais significativa do curtailment não dependerá apenas da integração de grandes consumidores ou de recursos de flexibilidade, como armazenamento ou resposta da demanda, mas de um conjunto integrado de medidas estruturantes. O Operador menciona a necessidade de racionalizar políticas públicas, incentivos e subsídios para que “a expansão da geração sobretudo solar centralizada e distribuída não continue avançando em ritmo superior ao crescimento da carga diurna no SIN“.

Atualmente, cerca de 25% da capacidade instalada no SIN, sendo 43,5 GW na MMGD e 20 GW em usinas do Tipo III, estão instalados na distribuição, fora do controle da ONS.

Com o avanço da geração distribuída, a demanda líquida de energia no Sistema Interligado Nacional, a ser atendida pelas usinas centralizada, é significativamente reduzida, chegando a 31 GW em 10/08/25, frente uma demanda máxima de 110 GW em média em 2025. Quanto maior é a capacidade instalada de geração distribuída, menor é a carga líquida mínima no sistema e maior é a rampa de necessidade de potência no sistema para atender a demanda quando a fonte solar deixa de gerar, com um aprofundamento da chamada “curva do pato”:

Em um recorte regional, a geração distribuída levou a carga líquida a valores negativos, chegando a atender 100% da demanda do Mato Grosso do Sul e Mato Grosso, com excedentes de energia sendo injetados nas redes desses estados, em 906 MW e 657 MW, respectivamente.

Em novembro, o ONS enviou à Aneel um plano de gestão de excedente de energia na rede de distribuição, mirando principalmente as usinas do Tipo III, que não englobam a MMGD, mas incluem pequenas usinas solares conectadas na rede de distribuição e algumas usinas de autoprodução.

O plano sugere que o ONS acione as distribuidoras quando for identificado risco de esgotamento dos recursos de redução de geração centralizada para controle de frequência da rede.

Em um primeiro momento, as distribuidoras Cemig, Energisa MT, Copel, Elektro, Celesc, Equatorial GO, Energisa MS, Coelba, RGE, EDP ES e Neoenergia PE foram chamadas a criar uma Instrução de Operação específica para atender aos comandos do ONS. Essas distribuidoras também devem enviar ao operador um inventário atualizado da capacidade de redução da geração nas usinas Tipo III das suas áreas de concessão.

Para além do plano voltado para usinas do Tipo III, o ONS também recomendou uma série de ações regulatórias para aprimorar esse relacionamento com as distribuidoras na administração da geração distribuída. O projeto “Interface ONS-DSO”, iniciado em 2024 e finalizado no primeiro semestre de 2025, foi executado em parceria com as consultorias PSR e Diamon, e apresentou recomendações para a criação de um marco regulatório para a gestão das usinas classificadas como Tipo III e da MMGD em colaboração com as distribuidoras de energia. (pv-magazine-brasil)