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Apesar de ter movimentado mais de R$ 14,5 bilhões em investimentos entre março de 2024 e fevereiro de 2025, com 5,4 GWp em contratos fechados por fabricantes de módulos fotovoltaicos, num volume próximo ao registrado no período anterior, as projeções da Greener para geração centralizada solar indicam retração para o mercado no restante do ano.
Sobretudo pelo momento desafiador ilustrado pelo preço da energia, que desafia o fechamento de contratos, e pelo agravamento do curtailment, gerando prejuízos aos geradores. No levantamento da consultoria, os cortes de geração orquestrados pelo ONS tiveram uma média de 17% no acumulado de abril de 2024 até março desse ano, aumentando a percepção de risco e exigindo maior atenção à viabilidade técnica. Além disso, há também as altas taxas de juros que impactam nos aportes.
A publicação lembra que a crise do curtailment se intensificou após o apagão de agosto de 2023, com o gabarito do evento mostrando ao ONS que era preciso atualizar a base de dados de resposta dos empreendimentos renováveis ao Sistema interligado Nacional. O tema inclusive motivou uma Reportagem Especial do CanalEnergia no ano passado, na qual mostra os desafios que os agentes e o próprio Operador estão lidando nesse processo que ainda não terminou.
Na análise da Greener, os cortes seguem em patamares elevados desde setembro de 2024, com o pico tendo sido registrado em fevereiro de 2025, principalmente pela Razão Elétrica (REL), associada à indisponibilidade do bipolo (CC, 800 kV) Xingu/Terminal Rio, entre janeiro e fevereiro. A indisponibilidade de infraestruturas críticas, como o bipolo Xingu-Rio, agrava esse cenário e dificulta a transferência de energia entre os submercados.
Outro dado que consta no estudo é de que Minas Gerais concentrou 34 % de todo o curtailment solar no período em análise, refletindo gargalos estruturais no sistema de transmissão da região, que conta com presença massiva de energia solar. Vale lembrar que o ONS confirmou que região teve até um nível maior de cortes do que todo o Nordeste na análise em 2025, que no caso da pesquisa da Greener respondeu por 63% das perdas.
Apesar do crescimento de 51% na implantação de usinas em 2024, a importação de módulos fotovoltaicos atingiu 5 GWp, caindo 18% na comparação a 2023, quando foram importados 6,2 GWp. “A combinação de preços de energia próximos ao piso e o agravamento do curtailment têm adiado novos investimentos e impactado a atratividade de novos empreendimentos”, resume o CEO da Greener, Marcio Takata.
Outros destaques
O mapeamento também identificou 2,4 GWp de contratos de PPA solares e projetos de autoprodução no período, em um total de 15,8 GWp acumulados, sendo 90% referentes à autoprodução por equiparação. Ao todo são 144 GW de potência outorgada até fevereiro de 2025, com 21% de crescimento das usinas em operação e em construção no período de um ano, de 19 GW para 23 GW.
Complexo Solar Salgueiro, de 90 MW em Pernambuco, aparece como empreendimento com melhor fator de capacidade fotovoltaica no país (Canadian)
O mercado livre tem sido o principal propulsor de contratação da fonte, representando 73% da capacidade operacional acumulada e 79% dos ativos em construção. São 4,5 GW de UFVs em implementação no ambiente, queda de 30% em relação aos 6,4 GW registrados em fevereiro de 2024.
No ranking de destaque dos parques fotovoltaicos operacionais, as três primeiras posições estão ocupadas pelas usinas Solar Salgueiro (90 MW-PE), da Canadian/Nebras; Coromandel (60 MW-MG), da Comerc Renew; e Milagres (164 MW-CE), da Lightsource BP. Os fatores de capacidade desses três ativos variam entre 29,30% e 27,04%. Já no levantamento de portfólio operacional do setor, a Elera Renováveis, Enel Green Power e Comerc Renew aparecem como líderes em volume acumulado (MWac).
O relatório também faz menção a projeção da Aneel de entrada em operação de 21 GW até 2029, mas ressalta que o cronograma pode estar comprometido diante da atual realidade do mercado de geração centralizada. A efetivação desses projetos exige um planejamento mais sólido, especialmente no âmbito regulatório, para garantir segurança a geradores e investidores frente aos desafios já reportados nesse texto sobre escoamento, curtailment e viabilidade econômica.
Nos dois últimos leilões de geração centralizada (2021 e 2022), a falta de margem de escoamento foi a principal causa de inabilitação dos projetos, com 89% no 37º LEN e 64% no 36º LEN. Esse fator segue sendo um dos maiores desafios do setor elétrico, que, desde 2022, enfrenta restrições de conexão à rede e agora de forma mais severa com o agravamento do curtailment.
Curtailment atingiu 400 mil horas em 2024, diz Volt Robotics
