Segundo balanço divulgado pela Agência Minas, com base em dados da Aneel, Minas Gerais chegou a 14,36 gigawatts (GW) de potência solar fiscalizada e superou a capacidade instalada de 14 GW de Itaipu. O marco reforça a liderança mineira nas renováveis, mas também escancara um problema: a rede elétrica não avançou no mesmo ritmo da nova oferta, ampliando o risco de desperdício de energia, novos gastos em transmissão e debate sobre tarifas e encargos.
O que o recorde de energia solar em Minas revela
O Norte de Minas virou peça central dessa transformação. Em estudo específico sobre a região, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) já havia recomendado reforços estruturais para ampliar a transmissão desde o Norte mineiro até os principais centros de carga do Sudeste, justamente para aumentar a capacidade de escoamento dos projetos renováveis. No PDE 2035, a própria EPE voltou a classificar o Norte de Minas como “novo epicentro da energia solar no Brasil” e indicou a necessidade de expansão do sistema para levar essa energia até onde está o consumo.
Na prática, isso significa que Minas concentra grande capacidade de geração em áreas distantes dos maiores mercados consumidores. Quando a rede chega ao limite, entra em cena o chamado curtailment — ou constrained-off. Pela regulamentação e por comunicados da Aneel, essa restrição ocorre por comando do operador do sistema e pode estar ligada à indisponibilidade externa, a limites de linhas e equipamentos, a requisitos de confiabilidade elétrica ou à impossibilidade de alocar a geração na carga. Em outras palavras, a usina está pronta para produzir, mas o sistema não consegue absorver toda a energia com segurança.
Onde a conta pode aparecer
O primeiro canal de custo é a transmissão. No leilão realizado em 27 de março de 2026, a Aneel contratou cinco lotes com investimento estimado de R$ 3,3 bilhões, além de 798 quilômetros de linhas e 2.150 MVA em expansão da capacidade de transformação. A agência também lembra que a Receita Anual Permitida (RAP) dos empreendimentos é cobrada na tarifa de energia para remunerar a construção e a manutenção dessas obras ao longo de 30 anos. Houve deságio de 50,69%, o que reduz pressão tarifária, mas não elimina o custo de adaptação da rede.
O segundo canal é o dos encargos setoriais. Na proposta de orçamento da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) para 2026, a Aneel projetou R$ 52,7 bilhões. A principal razão do aumento foi a ampliação do valor destinado ao subsídio à micro e minigeração distribuída, que passou de R$ 3,7 bilhões em 2025 para R$ 6,9 bilhões em 2026. Como a CDE tem como principal fonte de receita as quotas pagas pelos consumidores finais, ela permanece no centro do debate sobre modicidade tarifária.
Ao mesmo tempo, o quadro exige nuance. A própria Aneel informou que, na proposta provisória da CDE, o efeito tarifário estimado para consumidores de baixa tensão do Sul, Sudeste e Centro-Oeste seria de redução de 0,81%, enquanto Norte e Nordeste teriam alta de 0,71%. Já o boletim InfoTarifas apontou efeito médio Brasil de 8% para 2026, influenciado sobretudo pelo valor provisório da CDE. Ou seja: não é correto dizer que o recorde solar de Minas, sozinho, fará a conta do mineiro subir agora. O risco está na combinação entre expansão acelerada, gargalos físicos, encargos e disputas regulatórias sobre quem paga a adaptação do sistema.
O que ainda está em debate
Esse ponto aparece nas discussões públicas recentes. Em audiência no Senado, a Comissão de Infraestrutura colocou o constrained-off sob análise com foco em contratos, encargos tarifários e efeitos para o consumidor. Em outubro de 2025, o diretor-geral da Aneel afirmou no próprio Senado que o consumidor não deve pagar pela energia não consumida e reiterou que a operação segura do sistema é “inegociável”.
Para Minas Gerais, o saldo é ambivalente. O estado virou vitrine da transição energética e consolidou o Norte mineiro como nova fronteira da geração solar. Mas o mesmo avanço mostrou que potência instalada não basta: sem transmissão, flexibilidade operacional e regras claras, parte da energia fica presa no sistema ou é cortada. O próximo teste será a velocidade da expansão da rede e da definição regulatória sobre o curtailment, num cenário em que as obras de transmissão contratadas agora têm prazo de conclusão entre 42 e 60 meses.
