O gerador centralizado e o fantasma do curtailment

Por Massami Uyeda Junior*

Nas últimas décadas o Brasil construiu uma das matrizes elétricas mais limpas do mundo, mas parte dessa energia é desperdiçada. Vivemos uma situação de injustiça pouco visível para os consumidores de energia elétrica: empresas que construíram usinas eólicas e fotovoltaicas, investiram anos em medições e licenciamentos, contrataram vultuosos financiamentos, compraram equipamentos de última geração e conseguiram vender a energia gerada sob regras que pareciam claras, hoje se veem obrigadas a desligar turbinas e painéis – e absorver os prejuízos, na maior parte dos casos.

O curtailment, que é o corte compulsório de geração ordenado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) – em geral por falta de capacidade de transmissão ou excesso de oferta de energia –, deixou de ser um fenômeno pontual para se tornar um problema estrutural. Segundo a Volt Robotics e a IBS Energy, os prejuízos acumulados pelos geradores chegaram a R$ 6,5 bilhões em 2025, quase três vezes o total registrado em 2024. Cerca de 20% de toda a energia renovável que poderia ter sido injetada no sistema simplesmente não fluiu. E a projeção do próprio ONS, em seu relatório técnico DGL-0189/2025, aponta que esse percentual pode atingir entre 30% e 40% até 2029, com perdas anuais entre de R$ 9 bilhões e R$ 14 bilhões.

O gerador centralizado vive um paradoxo difícil de explicar: a usina está disponível, plenamente operacional, os custos operacionais são pagos e o serviço da dívida continua vencendo, mas a energia simplesmente não pode ser injetada no sistema. Seja pela indisponibilidade de linhas de transmissão, seja pelo excesso de oferta nos horários de maior incidência solar, resultante da produção por microgeração – sobre a qual o operador não tem controle.

Quando há contratos firmados no mercado livre de contratação, o problema duplica: além de perder a receita da energia não despachada, o gerador precisa comprar energia no mercado de curto prazo, muitas vezes em momentos de alta volatilidade do mercado spot de energia para honrar as entregas contratadas. Os efeitos sobre o fluxo de caixa, sobre os índices de cobertura de dívida (DSCR) e no relacionamento com credores são imediatos, corrosivos e perigosos.

A pergunta inevitável: de quem é a responsabilidade por essa situação? A resposta não é confortável para o poder público. A região Nordeste concentra a maior parte da geração eólica e solar do país, enquanto os grandes centros de consumo ficam no Sudeste. A expansão das empresas geradoras de energia renovável foi incentivada, aplaudida e financiada por meio do BNDES, CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), estímulos fiscais e subsídios, em um ritmo que a infraestrutura de transmissão não acompanhou. Os dados confirmam: 65% dos cortes registrados em 2024 foram causados por problemas de rede, e não por sobreoferta de energia. É a falta de “linhão”, não o excesso de geração, o principal motivo do curtailment.

O gerador que não pode entregar energia por decisão unilateral do ONS está diante de um ato da administração pública que, mesmo sendo legítimo, altera substancialmente as condições do contrato, sem culpa do contratado, que fica prejudicado. Este fato leva a uma questão jurídica: a Constituição Federal, a Lei 8.987/95, a legislação ordinária e a jurisprudência consolidada do TCU são categóricas quanto ao entendimento de que quando isso ocorre, cabe recomposição do equilíbrio econômico-financeiro nas relações de investimentos privados em serviços públicos. O ministro Alexandre Silveira, de Minas e Energia, reconheceu publicamente que, nos casos em que o curtailment decorre de falha de planejamento do poder público, há espaço para compensação às empresas.

O problema está, justamente, no mecanismo atual de ressarcimento – ou na ausência dele. A Resolução Normativa Aneel (REN) 1.030/2022 criou filtros que, na prática, excluem quase a totalidade dos eventos: (I) limita o ressarcimento apenas aos cortes classificados como “razão elétrica” (indisponibilidade externa), o que deixa de fora os cortes por sobreoferta e por confiabilidade; (II) impõe franquias anuais de horas, abaixo das quais nenhuma compensação é devida. O resultado é que somente 2% dos cortes geram efetivo ressarcimento. Por isso, em dezembro de 2024, o TRF-1 sinalizou que a REN 1.030 pode ter ultrapassado o poder regulamentar ao restringir direitos não limitados pela lei que lhe serve de base, decisão liminar posteriormente suspensa pelo STJ.

Há ainda uma questão de isonomia que não pode ser ignorada: outros geradores de diferentes fontes ou modalidades não sentem os efeitos econômicos do curtailment como o gerador centralizado de grande porte conectado diretamente ao Sistema Integrado Nacional. Eles não sofrem cortes físicos nem são onerados economicamente, uma vez que são devidamente compensados. A diferença de tratamento entre agentes que, em conjunto, contribuem para os desequilíbrios do sistema é um ponto fundamental do debate regulatório, não no sentido acusatório, mas como dado de realidade imprescindível de ser levado em consideração por qualquer revisão séria do modelo.

As consequências do quadro atual já são visíveis na reação do mercado. As solicitações de Declaração de Reserva de Disponibilidade de Capacidade (DRO) para novos projetos recuaram 77% entre 2021 e 2024. Nenhuma fabricante internacional de equipamentos para energia eólica produz atualmente no Brasil. O ciclo de empregos no Nordeste, que dependia da expansão contínua do setor, sofre drástica desaceleração. O sistema operou em risco real de apagão durante 16 dias de 2025, contra apenas um dia em 2024, não por falta de geração, mas por excesso, sem a devida capacidade de escoamento. A ironia não poderia ser mais amarga.

A saída existe e não é um segredo. No curto prazo, a regulamentação do Termo de Compromisso previsto na Lei 15.269/2025 precisa sair do papel. No médio prazo, a aceleração das obras de transmissão no Nordeste e Norte tornaram-se emergência de política pública. No horizonte estrutural, leilões de armazenamento (baterias) e um mecanismo permanente de compensação ou de indenização, não apenas retroativo, são condições para que o investimento em energia renovável volte a fluir.

O gerador centralizado não precisa de privilégio, mas merece que o Estado reconheça essa triste realidade: quem investiu sob regras definidas pelo poder público sofre cortes por decisão estatal e arca com custos que não lhe cabem. Essa situação precisa ser tratada com isonomia e boa-fé, de modo a assegurar os direitos dos investidores. A credibilidade regulatória do Brasil para a próxima rodada de expansão da matriz limpa depende, em boa medida, da resposta que o setor público vai dar a essa conta do curtailment.

*Massami Uyeda Junior é advogado (USP) especializado em infraestrutura e serviços públicos desde 1991, administrador público (FGV) e sócio do Nishi & Uyeda Advogados.