MegaWhat – 02.set.2026 | Agosto fechou com o maior patamar de cortes de geração renovával desde outubro/2025, no segundo mês consecutivo de alta, em plena aproximação da safra de ventos. Segundo levantamento do BTG Pactual com base no ONS, o curtailment atingiu 26,1% do potencial eólico e 32,5% do solar. No acumulado jan-ago/2026, a GNR (geração não realizada) subiu para 4.122 MWmed vs 3.429 MWmed em 2025 (+21%), representando 20,9% da geração potencial. A geração verificada ficou praticamente flat: 15.612 MWmed vs 15.626 MWmed em 2025.
Driver técnico-operativo: O salto foi puxado pela razão energética – tipo ENE, por impossibilidade de alocação na carga (excesso de oferta vs demanda). Essa parcela saltou de 1.706 MWmed para 2.837 MWmed (+66,3% a/a), passando de 9% para 14,4% do potencial. Somam-se os cortes tipo CNF – confiabilidade elétrica, ligados a limites de escoamento, critério N-1 e revisão dos modelos dinâmicos de inversores pós-apagão de 15/08/2023, que reduziu o limite de exportação do NE (ExpNE) de 13 GW para 8 GW. Em 23/08/2026 o ONS ainda acionou pela 2ª vez no ano o corte emergencial de MMGD.
Efeito regulatório e financeiro: Pela REN Aneel 1.030/2022, só gera direito a ressarcimento via ESS o corte por indisponibilidade externa (IND). ENE e CNF seguem sem compensação, gerando exposição ao MCP valorada a PLD e risco de degradação da garantia física — hoje com revisão suspensa. O caso Echoenergia/Equatorial ilustra: 229 GWh cortados no 2T26 (18,4% de restrição, R$ 30 mi), 38,7% nos solares. O avanço citado é a portaria do MME que regulamenta o ressarcimento, e o tema foi levado para a MP 1.304 no Congresso. Itaú BBA e BTG destacam que o curtailment deixou de ser excepcional para ser premissa estrutural, com impactos relevantes para CPFL, Copel, Equatorial, Auren, Engie e Alupar.
