Trabalho realizado pelo Instituto Acende Brasil mostra também que 2025 foi marcado pela manutenção dos níveis dos reservatórios e por aumento do curtailment
O Instituto Acende Brasil lançou a 19ª edição do Programa Energia Transparente, trazendo uma análise estratégica da operação e da comercialização de energia elétrica no Brasil entre dezembro de 2024 e novembro de 2025.
Mesmo com uma das piores hidrologias do histórico, o estudo mostra que não houve risco de abastecimento. Em contrapartida, aponta um aumento expressivo do curtailment de usinas eólicas e solares, com custos bilionários e impactos diretos sobre consumidores e investidores.
O grande destaque desta edição é a flexibilidade operativa. O estudo revela que apenas 25% da geração será flexível em 2026, enquanto fontes não controláveis avançam rapidamente, pressionando a operação do sistema e ampliando os cortes de geração.
Além do diagnóstico, o Programa Energia Transparente apresenta propostas técnicas para reduzir distorções regulatórias, melhorar os sinais de preço e garantir segurança e eficiência ao setor elétrico.
O trabalho do Instituto Acende Brasil destaca que no período entre 2024 e 2025 o país vivenciou a 10ª pior condição hidrológica em um histórico de medições de 93 anos. Apesar desta condição, os níveis dos reservatórios atingiram, em 2015, níveis confortáveis, superando o quadro crítico de armazenamento vivenciado ao longo da crise hídrica verificada entre 2015 e 2021.
No ano passado, a média anual do enchimento dos reservatórios das hidrétricas se manteve em nível comparável ao da média de 2024. Em dezembro, o nível foi de 63% do total armazenável e 52% dos reservatórios se encontravam com pelo menos 50% da sua capacidade de armazenamento.
Em compensação, em 2025 houve um incremento do curtailment, principalmente nos motivados por razão energética, que atingiram 20,8% do potencial de geração das fontes eólica e solar fotovoltaica no ano. O curtailment médio em 2025 foi de 4.313 MWméd, ante um potencial de geração de 20.690 MWméd no ano, segundo o estudo.
Os custos relativos ao curtailment em 2025 – considerando-se que as geradoras têm de comprar a energia não gerada no Mercado de Curto Prazo, ao Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) – também subiram, atingindo um montante de R$ 4,4 bilhões. Além da maior frequência dos cortes, concorreu para esse aumento a elevação do PLD.
O estudo também destaca que o Plano da Operação Energética 2025/2029 do ONS mostra que um aumento expressivo das fontes não controláveis, em especial a MMGD, tem exigido maior flexibilidade operativa das fontes convencionais. O curtailment, segundo o estudo, é decorrência do aumento da disseminação de fontes não controláveis, com os cortes incidindo sobre as fontes hidrelétrica, eólica e solar fotovoltaica.
A expansão daMMGD também agravou a demanda por flexibilidade, pois que consiste em fonte não controlável e que não está sujeita a cortes pelo ONS para garantir o balanço entre carga e geração, segundo o estudo. Essa demanda continuará a crescer nos próximos anos, exigindo maiores rampas para acomodar a redução da geração solar não controlável e de maiores amplitudes, reduzindo muitas vezes a geração hídrica para o nível mínimo nos domingos.
O relatório prevê que neste ano apenas 25% da geração seria passível de flexibilização para atendimento da carga. Para 2029, a expectativa é que 27% da geração terá flexibilidade.
O trabalho do Acende Brasil alinha os desafios proporcionados por esse quadro. Entre elas estão a crescente escassez de recursos de geração com flexibilidade operativa e o fato de essa escassez de “flexibilidade” influir para o aumento da ocorrência do curtailment. O estudo lembra que não há remuneração adequada para a provisão do controle de frequência secundário.
O trabalho apresenta um conjunto de sugestões para o enfrentamento deste cenário. Entre elas está a manutenção do racional do planejamento energético, evitando-se reservas de mercado e subsídios cruzados criados por intervenções legislativas sem racional técnico. Outra iniciativa proposta é a participação da MMGD no rateio do curtailment.
O estudo também defende uma revisão da estrutura de remuneração da provisão da reserva operativa para incentivar a provisão destes recursos. E também preconiza a adoção do Sistema de Compensação Dupla, de forma a oferecer uma precificação mais aderente às condições de oferta e demanda do sistema em tempo real.
Por fim, o trabalho também propõe a adoção da Curva de Demanda por Reserva de Potência Operativa como mecanismo para estimular a oferta de reserva operativa.
