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Imagine que você liga o ventilador no pico do calor e, de repente, a distribuidora manda um sinal elétrico desligando o aparelho — não porque faltou energia, mas porque sobrou. É mais ou menos isso que acontece com usinas solares e eólicas no Brasil todos os dias. O país gerou energia limpa demais para o que a rede suporta transportar, e o excedente simplesmente some. Agora, numa virada polêmica, a ANEEL estuda aplicar essa mesma lógica do curtailment solar brasil aos painéis fotovoltaicos instalados nas casas e empresas — aquelas placas pretas no telhado que o vizinho colocou para economizar na conta de luz.
Em 22 de abril de 2026, a agência reguladora aprovou a abertura da Consulta Pública CP009/2026, que propõe aprimoramentos no tratamento de excedentes de energia e na fiscalização da geração distribuída. A consulta ficou aberta até 6 de junho. O setor solar ficou em alerta máximo: pela primeira vez, a ANEEL coloca na mesa a possibilidade de corresponsabilizar a geração distribuída — os 2 milhões de sistemas de painéis solares instalados no Brasil — pelo problema do curtailment.
O que é curtailment solar brasil e por que acontece todo dia
O curtailment — em português, “corte forçado de geração” — ocorre quando o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) ordena que usinas desliguem ou reduzam a produção porque as linhas de transmissão não conseguem escoar toda a energia gerada. É um gargalo físico: o Nordeste, onde estão concentrados a maioria dos parques solares e eólicos do país, fica geograficamente distante dos grandes centros consumidores do Sudeste.
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Os números são expressivos. Em 2024, o Brasil desperdiçou 10% de toda a energia eólica e 17% de toda a energia solar geradas no país — simplesmente porque a rede não comportou o transporte. Como já mostramos aqui no CPG, o prejuízo acumulado do setor nos últimos três anos ultrapassou R$ 5 bilhões.
A situação se agrava conforme mais usinas são construídas sem que a malha de transmissão acompanhe o crescimento. Estudos do setor projetam que o curtailment solar centralizado pode alcançar 23,5% ao ano em média já em 2026 e 27,7% em 2030 se nada mudar. É energia limpa gerada, mas que não chega a ninguém.
A assimetria geográfica é o coração do problema. Os estados com maior irradiação solar e velocidade de vento — Ceará, Rio Grande do Norte, Piauí, Bahia — ficam a mais de 2.000 quilômetros dos grandes centros industriais de São Paulo e do Rio de Janeiro. Construir usinas sem antes garantir que as linhas de transmissão vão escoar essa energia é como encher um reservatório sem abrir o cano.
O curtailment solar brasil já afastou 141 usinas do Nordeste
O impacto sobre os investidores foi devastador. Segundo levantamento divulgado em abril de 2026, 141 usinas renováveis devolveram suas outorgas no Nordeste, representando R$ 18,9 bilhões em projetos abandonados. Empresas do setor estão simplesmente devolvendo as licenças ao governo porque o negócio não fecha: gerar energia que vai ser cortada antes de chegar ao consumidor não é viável financeiramente.
O êxodo não para por aí. Conforme levantamento recente, empresas de energia renovável suspenderam cerca de R$ 38,8 bilhões em investimentos planejados para o Nordeste entre 2025 e 2026. Algumas avaliam migrar projetos para outras regiões ou até outros países.
- 141 usinas devolveram outorgas no Nordeste em 2025
- R$ 18,9 bilhões em projetos de energia renovável abandonados
- R$ 38,8 bilhões em investimentos suspensos ou em reavaliação
- 17% da energia solar gerada desperdiçada por cortes em 2024
- Projeção de curtailment: 23,5% ao ano já em 2026 (solar centralizada)
A Lei nº 15.269/2025 tentou amenizar a situação ao estabelecer que os geradores cortados têm direito a compensação financeira. Mas a regulamentação ainda está em fase de consulta, e enquanto isso as empresas continuam sem receber — e continuam desistindo.
O que a ANEEL propõe na CP009/2026: corresponsabilidade da GD solar
Aqui está o ponto mais polêmico: a ANEEL, ao abrir a CP009/2026, colocou em discussão a possibilidade de incluir a geração distribuída (GD) — os painéis solares de residências, comércios e pequenas empresas — no mecanismo de curtailment solar brasil.
Até agora, apenas as grandes usinas centralizadas eram sujeitas aos cortes determinados pelo ONS. A microgeração e minigeração distribuída ficavam de fora. Mas com o crescimento explosivo dos sistemas fotovoltaicos residenciais — o Brasil tem hoje mais de 2 milhões de unidades instaladas — a GD passou a representar uma parcela relevante da energia injetada nas redes de distribuição, especialmente nos horários solares do meio-dia.
A diretora da ANEEL, Agnes Costa, indicou publicamente a possibilidade de “corresponsabilizar” a GD solar de duas formas distintas:
- Corte físico de geração: a distribuidora envia sinal ao inversor do sistema residencial e interrompe a geração temporariamente nos períodos de excesso
- Redução de créditos de compensação: o proprietário do painel não sofreria corte físico, mas receberia menos créditos na conta de luz em troca da energia injetada na rede nos períodos de curtailment
A agência fixou ainda prazo de 60 dias para auditorias emergenciais pelas distribuidoras, com foco em casos de aumento irregular de potência em sistemas de minigeração — prática que, segundo a ANEEL, agrava o excesso de energia nas redes locais.
O escopo da auditoria é amplo: as distribuidoras precisam mapear todos os sistemas de minigeração distribuída que possam ter aumentado sua capacidade instalada sem autorização prévia. A ANEEL aponta que essa prática informal — comum em sistemas de até 75 kW — contribui para sobrecarregar as redes de baixa tensão nos horários de pico solar, tornando o problema do curtailment ainda mais difícil de gerenciar remotamente pelo ONS.
O que muda para quem tem painel solar em casa
Por enquanto, nada muda. A CP009/2026 é uma consulta pública — o primeiro passo de um longo processo regulatório. As contribuições foram aceitas até 6 de junho de 2026. Após isso, a ANEEL analisa os comentários e pode ou não publicar uma resolução normativa.
Mas o setor já está mobilizado. Associações de geração distribuída alertam que qualquer redução de créditos quebra o modelo de negócio dos sistemas residenciais, cujo payback médio é calculado justamente com base na compensação integral pela energia injetada. Se os créditos caírem, o prazo de retorno do investimento se alonga — e o incentivo para instalar painéis diminui.
O argumento da ANEEL, por outro lado, é que o sistema atual de compensação não reflete os custos reais de uso da infraestrutura elétrica. Quem gera energia no meio-dia — quando o sol está forte e a rede já está sobrecarregada de solar — e injeta na rede nesse momento cria um custo sistêmico que não está sendo precificado na tarifa atual.
Há ainda um ponto jurídico sensível. A ANEEL reconheceu que qualquer medida que afete a geração distribuída precisa de aval jurídico da Procuradoria Federal da agência antes de ser implementada. O marco legal vigente — especialmente a Lei 14.300/2022, que regulamentou a geração distribuída — protege os contratos já firmados com as distribuidoras. Mudar as regras do jogo para quem já investiu pode gerar ações judiciais em larga escala.
O debate é legítimo dos dois lados. E a decisão final vai definir o futuro do mercado solar residencial no Brasil — que hoje emprega mais de 700 mil pessoas e movimenta cerca de R$ 40 bilhões ao ano.
A saída: leilões de transmissão e baterias
Especialistas são unânimes: o curtailment solar brasil é um problema de infraestrutura, não de geração. A solução estrutural é construir mais linhas de transmissão para escoar a energia do Nordeste para o Sudeste.
A ANEEL está trabalhando nesse sentido. O próximo leilão de transmissão prevê R$ 22 bilhões em investimentos em nova infraestrutura elétrica, com foco em linhas de 800 kV em corrente contínua ligando os polos de renováveis do Nordeste às regiões de maior consumo. Um leilão anterior viabilizou R$ 3,3 bilhões em novos empreendimentos de transmissão ainda em 2026.
Mas transmissão demora. O processo é lento por natureza: o licenciamento ambiental de uma linha de 800 kV pode levar sozinho de 3 a 4 anos. Depois vêm a licitação, a construção, os testes e a energização. Linhas de alta tensão levam de 5 a 8 anos para serem construídas, licenciadas e entrar em operação. Enquanto isso, o armazenamento em baterias surge como solução de médio prazo: o primeiro leilão de contratação de energia por armazenamento em baterias estava previsto para abril de 2026, o que permitiria guardar o excesso de solar do meio-dia para usar à noite, quando a demanda é maior.
A boa notícia é que as soluções existem — e parte do setor privado já está na frente do governo. Empresas como a Neoenergia e a Enel já testam sistemas de armazenamento em baterias de lítio em subestações do Nordeste, buscando absorver o excedente solar do horário de almoço para redistribuí-lo ao entardecer. É tecnologia disponível — o que falta é escala e regulação que torne o investimento atrativo.
O paradoxo brasileiro é cruel: o país tem um dos melhores recursos solares e eólicos do planeta, atrai bilhões em investimentos renováveis — e ao mesmo tempo desperdiça energia limpa todos os dias porque a rede não acompanhou o crescimento. Resolver o curtailment solar brasil é condição básica para que a transição energética do país não vire um projeto inacabado.
E se a solução vier pelo caminho de dividir o ônus com os donos de painéis solares residenciais, o debate que a ANEEL abriu em abril de 2026 vai definir — para o bem ou para o mal — o futuro da geração distribuída no Brasil.
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