A siderúrgica ArcelorMittal acaba de concluir o maior ciclo de investimentos privados em energia renovável da história do Brasil — R$ 5,8 bilhões em dois complexos de geração que somam 1 GW de capacidade instalada. Com isso, a companhia passa a abastecer 85% de suas operações industriais com energia própria, sendo metade de fontes renováveis.

No entanto, para Everton Negresiolo, CEO da ArcelorMittal Aços Longos para a América Latina, o momento de celebração vem acompanhado de dois alertas que pesam sobre qualquer empresa que queira seguir o mesmo caminho. São desafios de naturezas opostas — um doméstico e técnico, o outro geopolítico e imprevisível — mas que convergem no mesmo ponto: a capacidade do Brasil de atrair e sustentar a próxima geração de investimentos em renováveis.

O primeiro desafio tem nome técnico: curtailment. Em linguagem direta, é quando uma usina eólica ou solar está pronta para gerar energia  e as condições estão favoráveis para — o vento sopra, o sol ilumina —, mas o sistema elétrico manda ela parar. Não por falha técnica, mas por limitação do próprio sistema: excesso de oferta, gargalo nas linhas de transmissão ou a obrigação contratual de manter termelétricas rodando mesmo quando não são necessárias.

"O curtailment gera uma complexidade econômico-financeira que prejudica colocar de pé novos projetos", disse Negresiolo à EXAME. "O setor está trabalhando para resolver essa questão, inclusive para que novos investimentos possam ser endereçados."

O problema que o Brasil criou para si mesmo

Os números dão a dimensão do problema. Um levantamento da Volt Robotics aponta que, em 2025, o Brasil desperdiçou cerca de 20% de toda a energia renovável que poderia ter sido gerada — uma perda estimada em R$ 6,5 bilhões. Os estados mais afetados foram Minas Gerais, Ceará e Rio Grande do Norte, com cortes médios superiores a 24% da geração de referência. Não por acaso, são exatamente as regiões onde a expansão de eólicas e solares foi mais acelerada nos últimos anos.

A raiz do problema está em um descompasso de ritmos: a construção de novos parques renováveis avançou muito mais rápido do que o reforço das linhas de transmissão que deveriam escoar essa energia para os centros de consumo. O Nordeste concentra grande parte da geração eólica do país, mas as linhas que conectam a região ao Sudeste — onde está a maior parte da demanda industrial e residencial — não acompanharam o crescimento. O resultado é que, em certos momentos, há energia sobrando numa ponta e faltando na outra, e o sistema corta a geração no lugar onde ela é mais barata e mais limpa.

Agrava o quadro a questão das termelétricas inflexíveis. Parte da frota térmica brasileira opera sob contratos que obrigam geração contínua independentemente das condições do sistema — o que significa que, quando há sobra de renovável, são as eólicas e solares que recebem ordem de corte, não as térmicas.

O Ministério de Minas e Energia publicou regras temporárias, válidas até 2026, para permitir que cerca de 2 GW dessas termelétricas reduzam o despacho em momentos de excesso, com expectativa de economia de R$ 2 bilhões por ano. Fontes do setor avaliam que a medida ainda é insuficiente — e que, sem uma solução estrutural para a transmissão e para os contratos térmicos, o curtailment continuará corroendo a atratividade de novos projetos.

Para empresas como a ArcelorMittal, que é ao mesmo tempo grande consumidora e agora também grande geradora de energia, o impacto é direto: quando uma usina é forçada a parar, ela deixa de gerar a energia que deveria abastecer as fábricas ou ser vendida no mercado. A receita cai, o retorno do investimento piora e o risco sobe.

Para empresas com menor musculatura financeira, isso pode ser suficiente para inviabilizar a decisão de investir.

A variável que ninguém controla: a geopolítica

O segundo desafio vem de fora — e é, de certa forma, ainda mais inquietante justamente por isso. Não é um problema de regulação ou infraestrutura que o Brasil possa resolver com planejamento e vontade política. É geopolítico.

Em 28 de fevereiro de 2026, EUA e Israel lançaram um ataque coordenado contra Teerã, matando o líder supremo Ali Khamenei e outros altos dirigentes iranianos. A resposta do Irã foi imediata: mísseis e drones contra Israel e bases americanas na região, seguidos da restrição ao Estreito de Ormuz — o corredor marítimo por onde transitam cerca de 20% de todo o petróleo comercializado globalmente e parcela equivalente do gás natural liquefeito. Instalações de produção iraniana foram alvos de bombardeios, e a Guarda Revolucionária ameaçou atingir centrais elétricas em países que abrigam bases americanas.

O impacto nos mercados foi quase instantâneo. Os preços do Brent e do WTI subiram de forma consistente nas semanas seguintes, impulsionados pela incerteza sobre a disponibilidade de petróleo e gás no mercado global. Analistas passaram a calcular o que um bloqueio prolongado do Estreito de Ormuz significaria — e os números são perturbadores: um quinto do petróleo global e parcela significativa do GNL que abastece Europa e Ásia passam por ali.

Para o Brasil, o caminho de contágio é indireto, mas real. O país não depende do petróleo do Golfo Pérsico da mesma forma que Japão ou Alemanha. Mas quando o preço do petróleo sobe globalmente, o custo do gás natural sobe junto — e o gás alimenta parte relevante das termelétricas do sistema elétrico brasileiro. Quando as térmicas ficam mais caras de operar, o preço da energia no mercado livre sobe junto. Para uma empresa entre as cinco maiores consumidoras de eletricidade do país, esse efeito cascata se traduz diretamente em pressão sobre a margem.

"A segurança energética, para o país e para as empresas produtoras, é cada vez mais relevante em um cenário de restrições em função do conflito no Oriente Médio", disse Negresiolo. "A entrada de renováveis retira a necessidade de geração em usinas termelétricas dentro do sistema energético brasileiro — o que impacta tanto a matriz de custo quanto a segurança energética nacional."

Isso também significa que cada megawatt gerado por fonte própria é um megawatt que não depende do preço do gás, do petróleo ou da estabilidade de um estreito do outro lado do mundo. Além disso, a autogeração "libera" a quantia energética que seria utilizada pela companhia no mercado de energia novamente, sendo disponibilizada para outros atores.

Por que a ArcelorMittal conseguiu — e o que isso exige

Entender os dois desafios ajuda a dimensionar o que a ArcelorMittal precisou reunir para chegar até aqui. A companhia não é uma geradora de energia por natureza, já que seu negócio principal é produzir aço.

O Complexo Babilônia Centro, na Bahia, é uma joint venture entre as duas companhias, com gestão compartilhada tanto na construção quanto na operação. A ArcelorMittal entrou com escala de consumo — que torna o projeto financeiramente viável — e com o aço de baixa emissão de carbono, usado nas fundações das torres eólicas e nas estruturas solares.

O resultado foi uma usina híbrida de 753,5 MW que entrou em operação antes do prazo previsto.

O segundo complexo, em Paracatu, Minas Gerais, seguiu modelo diferente: 260 MW, R$ 895 milhões investidos e operação 100% da ArcelorMittal via modelo BOT conduzido pela Atlas Renewable Energy. Juntos, os dois complexos entregam 1 GW — e cerca de 90% dessa energia vai direto para as operações industriais da companhia. O restante é vendido no mercado nacional, resultado de contratos de longo prazo firmados antes da conclusão dos investimentos em autogeração.