- Sem solução à vista, curtailment ameaça a estabilidade do sistema elétrico brasileiro
Por: Matheus de Paula
No dia 15 de agosto de 2023, falhas em equipamentos de controle de tensão de usinas solares no Nordeste provocaram um apagão em cascata que atingiu 25 estados e o Distrito Federal. O episódio mudou a forma como o Operador Nacional do Sistema (ONS) passou a gerir o fluxo de energia da região, desde então, o operador restringiu o envio de energia do Nordeste para o Sudeste por razões de confiabilidade elétrica. O resultado é um problema que o setor elétrico ainda não equacionou: o curtailment — o corte compulsório de geração por limitações de rede ou excesso de oferta — e vem causando prejuízos crescentes aos geradores, sem que haja uma Resolução Normativa ainda sobre o tema.
Por: Matheus de Paula
Em busca de estabilidade, ONS promove cortes compulsórios na geração renovável, acirrando o debate sobre ressarcimento de prejuízos aos geradores e pressionando por mais investimentos no fortalecimento da infraestrutura elétrica nacional
No dia 15 de agosto de 2023, falhas em equipamentos de controle de tensão de usinas solares no Nordeste provocaram um apagão em cascata que atingiu 25 estados e o Distrito Federal. O episódio mudou a forma como o Operador Nacional do Sistema (ONS) passou a gerir o fluxo de energia da região, desde então, o operador restringiu o envio de energia do Nordeste para o Sudeste por razões de confiabilidade elétrica. O resultado é um problema que o setor elétrico ainda não equacionou: o curtailment — o corte compulsório de geração por limitações de rede ou excesso de oferta — e vem causando prejuízos crescentes aos geradores, sem que haja uma Resolução Normativa ainda sobre o tema.
A Lei 15.269, publicada em novembro de 2025 e conhecida como “Reforma do Setor Elétrico”, reconheceu o problema ao determinar o ressarcimento do período entre setembro de 2023 e a data da lei, desde que renunciassem às ações judiciais em curso no Tribunal Regional Federal da 1ª Região (TRF1).
O texto legal, porém, não teve a atualização das regras que deveriam reger o curtailment daqui para frente. A Resolução Normativa 1.030 — que consolida as normas de ressarcimento para geração eólica e solar e classifica os cortes em três categorias: razão energética, confiabilidade elétrica e indisponibilidade externa — segue sem revisão. Para Fernando Mosna, diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), este é um problema que o setor precisa corrigir.
“A agência até agora não abriu consulta pública para revisitar a Resolução 1.030, mesmo depois do advento da Lei 15.269. É importante fazer isso para que os geradores renováveis tenham previsibilidade — o legislador entendeu que deveria haver uma mudança normativa em relação ao passado, mas é fundamental que a agência faça o regramento quanto ao futuro”, afirma Fernando Mosna, diretor da ANEEL.
O diretor reconhece que, no momento, não há consulta pública em andamento na ANEEL sobre o tema, e o setor aguarda a consulta pública do Ministério de Minas e Energia (MME) sobre o ressarcimento do período entre setembro de 2023 e novembro de 2025. Para ele, no entanto, o debate não se limita ao ressarcimento.
“O curtailment é um fenômeno físico que acontece não só no setor elétrico brasileiro, como em todos os setores elétricos de todo o mundo. O que a gente tem que buscar fazer é, em relação ao corte físico, concluir a Consulta Pública 45 de 2019 (texto legal que busca definir critérios do curtailment de usinas centralizadas e renováveis (eólica/solar) pelo ONS) para, de algum modo, hierarquizar como que, no primeiro momento, o ONS deveria fazer o corte físico, independente de como ele faça em tempo real”, afirma.
Mosna defende ainda que o avanço ainda que o avanço regulatório precisa ocorrer em diferentes frentes simultaneamente. “Temos também que dar previsibilidade aos geradores, atualizando a Resolução Normativa 1.030. E, tanto quanto possível, também permitindo que a inserção de baterias no Brasil seja bem-sucedida, para que, de alguma forma, o gerador renovável, se ele tiver um sistema de baterias, consiga destinar a energia para ser armazenada na bateria e não ter o corte. São três iniciativas que eu acredito que elas têm que caminhar em conjunto”, conclui Mosna.
No âmbito do Ministério de Minas e Energia (MME), o movimento em curso é a edição de um regulamento que estabeleça os critérios para o ressarcimento previsto na lei, definindo a caracterização de um corte por razão energética e o que se enquadra como confiabilidade elétrica. Para Gustavo Manfrim, subsecretário de Assuntos Econômicos e Regulatórios do MME, o desafio é definir critérios claros de responsabilidade e causalidade para os próximos cortes de energia.
“O Ministério também pretende colocar quais são os critérios para a consideração do corte no futuro e qual a responsabilidade de cada agente. É importante ter claro que os riscos de mercado devem ser assumidos pelos agentes, mas questões de operação e imprevisibilidades que os afetem, precisam ser discutidas”, afirma Manfrim.
Planejamento para o futuro
A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) tem intensificado os estudos voltados ao planejamento do sistema elétrico em meio ao avanço das renováveis. Na avaliação de Reinaldo Garcia, diretor de Estudos de Energia Elétrica da entidade, o curtailment é, em grande medida, reflexo de um descompasso estrutural entre a velocidade de implantação das usinas renováveis, que levam cerca de 3 a 4 anos para implantação, e o tempo necessário para a entrega das obras de transmissão, que pode atingir cerca de 7 anos.
“Hoje, o prazo de implantação da geração renovável é praticamente metade do prazo das obras de transmissão. Isso acaba gerando um atraso natural da rede em relação à entrada dessas usinas”, afirma.
O resultado, segundo constatado e explicado pelo diretor da EPE, é um sistema que, em determinados momentos do dia, não consegue escoar toda a energia disponível, cenário que tem se tornado cada vez mais frequente com o avanço da geração distribuída e centralizada.
Há ainda um ponto sensível fora do alcance direto do Operador Nacional do Sistema (ONS): a micro e minigeração distribuída. Sem controle centralizado, esse tipo de geração amplia a complexidade da operação, sobretudo nas transições rápidas entre o pico solar e o início da noite. “Hoje, a MMGD é um recurso que o operador não consegue controlar, e isso traz desafios importantes para a operação do sistema”, diz Garcia.
O armazenamento em baterias tende a ganhar protagonismo como alternativa para mitigar os efeitos desse desequilíbrio. “Além de atender à ponta, as baterias podem prestar serviços ancilares e também absorver excedentes de geração, especialmente solar, ao longo do dia, liberando essa energia no momento de maior demanda”, explica o diretor da EPE.
Expansão de renováveis amplia pressão sobre transmissão, segundo projeções do PDE 2035
O horizonte de expansão do setor elétrico brasileiro, mapeado pelo Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2035, publicado no dia 12 de fevereiro de 2026, projeta que o Brasil pode ampliar em até 100 GW a capacidade de geração instalada, com crescimento do consumo final de energia da ordem de 20% na próxima década — um ciclo que demandará investimentos estimados em R$ 3,5 trilhões no setor energético.
Ao mesmo tempo em que a expansão da geração renovável avança, novos projetos eletrointensivos começam a pressionar o sistema por capacidade de conexão, infraestrutura de transmissão e maior flexibilidade operativa.
Segundo o PDE 2035, os processos de conexão à Rede Básica relacionados a essas duas frentes já totalizam 54,2 GW até 2038 — sendo 26,3 GW de projetos de data centers e 27,9 GW de plantas de hidrogênio —, volume que, para efeito de comparação, equivale a mais da metade do pico de carga atual do sistema brasileiro, estimado em cerca de 104 GW.
As plantas de hidrogênio concentram-se majoritariamente no Nordeste, enquanto os projetos de data centers têm em São Paulo seu principal pólo de atração.
Geração centralizada: cortes chegam a 40% em alguns ativos da Echoenergia
Em alguns ativos da Echoenergia, plataforma de geração e comercialização de energia renovável do Grupo Equatorial, as restrições de geração já superam 40% da capacidade. Para Liu Aquino, CEO da companhia, o curtailment deixou de ser um evento pontual e passou a fazer parte da rotina operacional dos ativos renováveis.
“Esse desequilíbrio tem levado a cortes cada vez mais frequentes na geração centralizada renovável, que deixaram de ser eventos pontuais e passaram a ser uma questão estrutural.
Na prática, isso marca uma mudança importante: o setor elétrico entra em uma nova fase, onde previsibilidade e coordenação passam a ser tão relevantes quanto expansão”, afirma.
.O impacto financeiro é direto e agravado pela limitação regulatória. Segundo o executivo, apenas uma parcela das perdas associadas à energia não entregue é passível de ressarcimento pelas regras atuais — o que, na avaliação da empresa, evidencia a necessidade de evolução do marco normativo. “O modelo atual ainda não distribui de forma equilibrada os efeitos do excesso de oferta”, afirma.
sistema são pontos centrais para garantir a sustentabilidade do crescimento. Segundo ele, “um sistema mais flexível e bem-sinalizado é condição fundamental para conciliar expansão das renováveis com segurança operativa e previsibilidade para todos os envolvidos”.
À medida que o curtailment avança como problema estrutural, a Associação Brasileira de Geração Distribuída (ABGD) se posiciona para evitar que a expansão da GD seja apontada como parte da causa. Para a entidade, os dois fenômenos operam em redes distintas e não devem ser tratados como faces do mesmo problema. “A geração distribuída está na linha de distribuição. O curtailment acontece nas linhas de transmissão”, afirma Zilda Costa, vice-presidente da ABGD.
Segundo defendido pela executiva, a GD opera a partir do consumo declarado pelo próprio usuário, seja residencial ou industrial, com base na média de consumo e aprovada previamente pela distribuidora. O curtailment, por outro lado, afeta usinas centralizadas com outorga de centenas de megawatts, desligadas pelo ONS por limitações na infraestrutura de transmissão ou pela ausência de demanda suficiente para absorver a geração disponível.
Para Zilda, a sobreoferta é o ponto mais sensível do debate. “Em qual momento você pode culpar o consumidor por gerar sua própria energia, se há mais de dez anos ele foi incentivado a fazer exatamente isso pelas resoluções 482, 687, 786 e pela Lei 14.300?”, questiona. Para a vice-presidente da ABGD, responsabilizar a GD pelo desequilíbrio do sistema seria contradizer uma política pública que o próprio Estado incentivou por mais de uma década.
Do lado das distribuidoras, o olhar é outro. Para a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), o crescimento acelerado da micro e minigeração distribuída (MMGD) gera custos que vão além da operação das redes e são repartidos para todo o sistema. “O crescimento da MMGD demanda um forte volume de investimentos das distribuidoras para lidar com a inversão de fluxo, desbalanceamento de fases e sobrecarga de transformadores. Esses investimentos provocam aumento da tarifa de todos os consumidores, especialmente aqueles que não têm MMGD”, afirma Ricardo Brandão, diretor de Regulação da Abradee.
Para a Abradee, a resposta estrutural passa pela criação do DSO (Distribution System Operator ou Operador de Sistema de Distribuição), que representa o operador do sistema de distribuição, gerenciando em tempo real todos os recursos energéticos distribuídos, inclusive em coordenação com o ONS. “Enxergamos um futuro onde a distribuidora é uma grande provedora de recursos de rede, com gestão sobre todos os recursos energéticos distribuídos em tempo real. A tecnologia para isso já existe e as distribuidoras vêm investindo fortemente em
modernização e digitalização da rede. A regulação precisa acompanhar esse movimento”, conclui Brandão.
Fonte: REVISTA O SETOR ELÉTRICO – OSE, DE 28/05/2026
