- Curtailment e o nó da transição energética brasileira
Por: Rui Altieri
O setor elétrico brasileiro vive um paradoxo. O país é líder em sustentabilidade, com uma matriz predominantemente limpa, impulsionada pela rápida expansão das fontes eólica e solar fotovoltaica. Mas o ritmo dessa transformação expôs gargalos estruturais que colocam em risco a estabilidade financeira dos empreendimentos e a operação do Sistema Interligado Nacional (SIN).
No centro dessa discussão está o aumento do curtailment, que se tornou problema sistêmico. Quando usinas operacionais são impedidas de injetar energia na rede por restrições de transmissão ou excesso de oferta, o prejuízo recai diretamente sobre os geradores. Isso compromete a previsibilidade do fluxo de caixa e a viabilidade financeira de novos projetos.
Dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) apontam que, de janeiro a julho de 2026, o volume médio de restrição de geração eólica e solar atingiu 3.629 MWmed, ou seja, 19,3% de toda a geração potencial das usinas afetadas, um aumento de 2,5% em relação aos 16,8% (3.068 MW médios) registrados no mesmo período de 2025.
A dimensão do problema elevou o tema ao topo da agenda do setor. A Consulta Pública 45/2019 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que já caminha para a fase de conclusão, a revisão da Resolução nº 1030/2022 e o acordo conduzido pelo Ministério de Minas e Energia (MME) para tratar o passivo dos cortes são passos importantes, que reconhecem a gravidade do quadro e buscam trazer previsibilidade e segurança jurídica aos agentes. Entretanto, os desafios do curtailment têm um escopo muito maior, que atravessa o aumento da micro e minigeração distribuída (MMGD), formação de preços e crescimento do consumo. O ponto principal da discussão é que precisamos de uma solução estrutural e planejada, olhando para o futuro do sistema.
Para equacionar a questão sem afetar a atratividade dos investimentos em energia limpa, o setor precisa atualizar o arcabouço regulatório e comercial. Buscar soluções para o curtailment é condição para preservar a segurança jurídica, a integridade dos contratos e o equilíbrio econômico de toda a cadeia.
Uma das origens do problema está na assimetria da formação de preços e na sinalização tarifária. O modelo de precificação precisa refletir as condições físicas da rede em tempo real, integrando a dinâmica operativa à comercial. Em momentos de clara sobreoferta, os modelos computacionais e a operação do sistema devem apontar preços mínimos adequados para orientar as decisões dos agentes de mercado.
Nesse contexto, cabe reavaliar o valor mínimo do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). Manter um piso desconectado da realidade de custos e da abundância de oferta mascara os incentivos para o despacho eficiente do parque gerador. A distorção inibe a resposta da demanda, desestimula arranjos comerciais flexíveis e retarda a viabilização de tecnologias de armazenamento, como as baterias (BESS), essenciais para absorver excedentes e prover serviços ancilares à rede.
Além da precificação, é preciso enfrentar a alocação dos custos decorrentes do excesso de geração, uma questão que não deve ser tratada como restrita às usinas centralizadas. A MMGD já passa de 52 GW instalados no país, representa cerca de 20,6% da capacidade total do SIN em 2026. Essa expansão acelerada alterou significativamente o perfil da curva de carga e o fluxo de potência nas redes de distribuição e transmissão, especialmente nos períodos de maior radiação solar.
Na parcela em que injeta energia na rede, a MMGD impacta a operação e os custos do sistema do mesmo modo que um gerador centralizado. No entanto, a regulação atual isenta o segmento de participar do rateio comercial e do esforço operacional durante os cortes de geração.
A questão não é desincentivar a geração própria, mas reconhecer a física do sistema elétrico. A injeção não gerenciada da MMGD reduz a carga líquida atendida pela geração centralizada e contribui para as sobras sistêmicas, que resultam no desligamento de usinas de grande porte. Por isso, a MMGD deve ser formalmente incluída na apuração e na mitigação dos impactos da sobreoferta, em bases proporcionais e isonômicas.
Essa medida precisa vir acompanhada do combate firme ao crescimento clandestino da MMGD. As conexões irregulares e fraudulentas (o chamado “gato”) distorcem a operação e ocultam o comportamento real da demanda: sobrecarregam a rede e transferem aos consumidores e geradores regulares o custo dessa geração de energia clandestina, prejudicando a governança e a segurança técnica do setor.
Por fim, a solução para o curtailment não pode se restringir à gestão de cortes e limitação da oferta. O caminho estrutural passa pela capacidade de estimular e absorver a energia limpa que produz, convertendo o excedente renovável em fator de desenvolvimento econômico.
É fundamental criar incentivos regulatórios e sinalizações tarifárias que atraiam vetores de consumo intensivo e flexível. A atração de data centers de grande porte, veículos elétricos e o desenvolvimento da indústria do hidrogênio verde — estrategicamente implantados próximos aos centros de produção renovável — surgem como alternativas sustentáveis para transformar a sobra de energia em valor agregado. O desafio regulatório é capturar esse crescimento de carga de forma coordenada com a oferta excedente de renováveis.
Ao direcionar o excesso de geração a novos segmentos industriais e tecnológicos, o país otimiza o aproveitamento de sua infraestrutura existente, alivia a pressão sobre os troncos de transmissão e fortalece a competitividade nacional.
Alocar os riscos de forma justa, modernizar a formação de preços e incentivar o crescimento da demanda são os pilares indispensáveis para garantir que a transição energética brasileira continue a ser referência global de eficiência, estabilidade e sustentabilidade.
Sobre o autor:
Rui Altieri é Diretor-Presidente da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (APINE).
- ANEEL decide ratear prejuízos do curtailment entre eólicas, solares e hidrelétricas
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou nesta terça-feira (6) uma nova regra para os cortes obrigatórios de geração de energia, o chamado curtailment, que muda a forma como os impactos econômicos desses eventos serão distribuídos entre os geradores. Pela decisão, eólicas, solares e hidrelétricas com Energia Vertida Turbinável (EVT) passarão a compartilhar os prejuízos decorrentes dos cortes por razão energética.
A decisão foi tomada por 4 votos a 1 e encerra, após sete anos, a Consulta Pública nº 45/2019, que discutiu os critérios para redução e limitação da geração no Sistema Interligado Nacional (SIN).
O rateio, no entanto, não será aplicado de uma só vez a todas as fontes. Durante o período de sombra, que terá duração de 12 meses, eólicas e solares já estarão sujeitas ao novo modelo, enquanto a participação das hidrelétricas com EVT será incorporada posteriormente e de forma escalonada.
A parcela hidráulica entrará no rateio em quatro etapas: 25%, 50%, 75% e 100% da participação prevista no modelo definitivo. A trajetória já foi estabelecida pela ANEEL e será aplicada progressivamente após o período de testes.
A mudança atinge principalmente os cortes classificados como de natureza energética, que ocorrem quando há sobreoferta de geração em relação à demanda. Nesses casos, a nova regulamentação estabelece critérios para ordenar os cortes e busca priorizar aqueles que proporcionem maior redução de custos para o sistema, evitando situações que possam elevar os encargos.
Impacto deixa de ficar concentrado em uma única fonte
Na prática, a decisão altera a lógica de distribuição do prejuízo provocado pela energia que deixa de ser gerada por determinação do ONS. Em vez de concentrar o impacto em determinadas fontes, o novo modelo prevê o compartilhamento entre os agentes elegíveis, considerando os critérios estabelecidos pela regulamentação.
As hidrelétricas entram nesse mecanismo apenas quando houver Energia Vertida Turbinável — situação em que há água disponível para geração que, diante das condições operativas do sistema, acaba sendo vertida. A participação gradual da fonte foi um dos pontos centrais da decisão final da ANEEL.
A regra também diferencia os cortes de natureza energética daqueles provocados por restrições elétricas. Os cortes físicos continuarão sendo determinados pelo ONS nos pontos em que forem mais eficazes para preservar a segurança do sistema, mas seus impactos também serão distribuídos entre os agentes considerados elegíveis.
Outro ponto previsto é a possibilidade de revisão da classificação de determinados eventos. A ANEEL deverá analisar, em procedimento próprio, pedidos de reclassificação de cortes enquadrados pelo ONS como relacionados à disponibilidade externa ou à confiabilidade elétrica.
Período de sombra
A aplicação definitiva da nova metodologia não será imediata. Após a publicação da resolução, haverá um prazo de 180 dias para o início do chamado período de sombra, que terá duração de 12 meses. Nesse intervalo, os efeitos da metodologia serão acompanhados antes de sua entrada em vigor definitiva, prevista para 18 meses após a publicação da resolução.
A ANEEL também determinou mecanismos de transparência e acompanhamento dos resultados, incluindo a divulgação mensal dos resultados do período de sombra, relatórios periódicos do ONS e da CCEE e auditoria independente permanente da apuração dos eventos.
ABRAGE vê avanço, mas aponta temas ainda pendentes
A Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica (ABRAGE) avaliou a conclusão da Consulta Pública como um avanço na definição de critérios para o curtailment. Por meio de nota, a entidade destaca que a regulamentação traz maior previsibilidade para o setor e estabelece balizas mais claras para o ordenamento dos cortes e o rateio dos impactos entre os diferentes recursos energéticos.
A associação também considera importante a inclusão gradual das hidrelétricas com EVT no rateio e destaca a realização do período de sombra para acompanhar os resultados da nova metodologia.
Ao mesmo tempo, a ABRAGE ressalta que a decisão não encerra a discussão regulatória sobre o tema. Entre os pontos que permanecem na agenda estão o tratamento do constrained-off das hidrelétricas e a definição de mecanismos de ressarcimento pelos impactos econômicos dos cortes, além da participação da micro e minigeração distribuída nas discussões sobre curtailment.
Com a decisão, a ANEEL estabelece, portanto, uma nova divisão dos impactos econômicos dos cortes de geração entre diferentes fontes renováveis. A implementação será gradual e deverá ser acompanhada durante o período de sombra, enquanto questões relacionadas ao ressarcimento e ao tratamento de outros tipos de corte ainda deverão avançar na agenda regulatória.
- Plano Nacional de Energia 2055 é aprovado e aponta caminhos para um sistema energético mais limpo, resiliente e competitivo
Por: Empresa de Pesquisa Energética
O Ministério de Minas e Energia (MME) publicou, em edição extra do Diário Oficial da União de terça-feira (29/09), a Portaria MME nº 938/2026, que aprova o Plano Nacional de Energia (PNE) 2055. Elaborado em conjunto com a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o documento traça cenários para o futuro energético do Brasil e aponta o potencial de forte expansão da oferta interna de energia nas próximas três décadas. Segundo as projeções, a oferta pode dobrar até 2055, enquanto a participação das fontes renováveis pode superar 80% da matriz energética nacional.
Com horizonte de 30 anos e publicação a cada cinco anos, o PNE é um instrumento estratégico de Estado para o planejamento energético de longo prazo. O documento avalia diferentes trajetórias possíveis para a expansão e o desenvolvimento do sistema energético brasileiro, contribuindo para orientar decisões e políticas públicas para as próximas décadas.
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, destacou que o PNE 2055, reafirma o compromisso do Brasil com um planejamento energético de longo prazo, capaz de conciliar segurança e expansão da oferta de energia com sustentabilidade, competitividade e resiliência.
“O plano projeta os caminhos para a expansão da oferta energética e o fortalecimento das fontes renováveis, articulando segurança energética, desenvolvimento econômico e descarbonização. Ao mesmo tempo, o plano orienta decisões estratégicas para uma transição energética justa, sustentável e alinhada às oportunidades de desenvolvimento do Brasil”, destacou Silveira.
O PNE 2055 também integra a base técnica da estratégia brasileira de transição energética. O plano subsidiou a elaboração do Plano Nacional de Transição Energética (Plante), disponibilizado em Consulta Pública em abril de 2026, contribuindo para a definição de diretrizes voltadas à transformação do sistema energético nacional, em alinhamento com os objetivos da Política Nacional de Transição Energética (PNTE).
Com o PNE 2055, o Brasil projeta um futuro de maior oferta de energia, expansão das fontes renováveis e planejamento integrado para enfrentar os desafios da transição energética.
Painel de Resultados do PNE 2055
A EPE disponibiliza agora o Painel de Resultados do PNE 2055, uma ferramenta interativa que reúne os principais resultados dos três cenários analisados. O painel permite consultar indicadores relacionados à oferta e ao consumo de energia, à participação de fontes renováveis, à geração e à capacidade instalada de energia elétrica, ao armazenamento de energia, às emissões de gases de efeito estufa, à captura de carbono e à demanda por minerais estratégicos para a transição energética.
Participação social contribuiu para o aperfeiçoamento do plano
O ciclo de elaboração do PNE 2055 contou com a participação da sociedade por meio da Consulta Pública MME nº 215/2026, realizada entre 12 de fevereiro e 30 de março de 2026. Durante esse período, foram recebidas 344 contribuições, encaminhadas por 35 instituições representativas de diferentes segmentos da sociedade. Todas as manifestações foram analisadas pelas equipes técnicas da EPE, resultando em revisões e aperfeiçoamentos incorporados à versão final do plano.
Confira abaixo os principais resultados do Plano Nacional de Energia 2055
Em termos quantitativos, o PNE 2055 aprofunda a análise de três cenários energéticos de longo prazo: Transição Net Zero 2050 (TNZ), Transição Alongada (TA) e Transição Continuada (TC). Esses cenários não representam previsões ou metas oficiais do governo, mas futuros possíveis construídos para avaliar desafios, oportunidades e alternativas para o desenvolvimento do sistema energético nacional.
Embora apresentem trajetórias distintas, os cenários evidenciam um conjunto de resultados que se mostram consistentes ao longo do horizonte de análise. Entre as principais mensagens do plano, destacam-se:
- O Brasil dispõe de recursos energéticos suficientes para atender às necessidades do País em todos os cenários avaliados.
- A demanda por energia elétrica pode crescer mais de quatro vezes até 2055, exigindo expansão expressiva da geração, da transmissão e da infraestrutura elétrica.
- Os cenários avaliados indicam que a geração elétrica poderá ser até 99% baseada em energias limpas em 2055, com expansão expressiva da participação das fontes eólica e solar.
- A infraestrutura de transmissão consolida-se como elemento estratégico para viabilizar a transição energética, podendo triplicar, até 2055, em extensão de linhas e capacidade de transformação.
- Ganhos de eficiência energética podem evitar mais de 25% do consumo final energético até 2055, enquanto o combate à pobreza energética amplia a inclusão social e equidade.
- A bioenergia desempenha papel estratégico na descarbonização e pode contribuir também para a remoção de carbono da atmosfera. Nesse contexto, a produção de biocombustíveis pode crescer até cinco vezes até 2055
- O gás natural permanece relevante para a segurança e a flexibilidade do sistema energético, enquanto o biometano amplia sua participação como alternativa renovável integrada à infraestrutura existente.
- A transição energética ampliará significativamente a demanda por minerais estratégicos, criando oportunidades para o desenvolvimento e o adensamento de cadeias produtivas no País.
- O setor de energia possui elevado potencial para contribuir para o alcance das metas da NDC brasileira, por meio da substituição gradual de combustíveis fósseis, dos ganhos de eficiência energética e da adoção de novas tecnologias de descarbonização.
- Em um ambiente internacional mais complexo e incerto, fortalecer a segurança energética, a resiliência da infraestrutura e a competitividade do sistema energético constitui condição essencial para viabilizar a transição energética.
O setor elétrico na era da IA: eficiência, segurança e novos paradigmas
- Operação X: a revolução da inteligência artificial e a Visão 360º na sala de controle do SIN
O Setor Elétrico Brasileiro (SEB) atravessa a transição mais profunda e célere de sua história. A convergência entre a descentralização acelerada da carga, a transição para fontes renováveis não síncronas, a abertura total do mercado livre e o avanço da regulação responsiva exige uma mudança estrutural na forma como os ativos elétricos são geridos.
Assinado e escrito por Leo Almeida.
Confira na íntegra
Energia, ambiente e sociedade
Danilo de Souza
“Rebranding” da Energia Nuclear
A história energética do século XX foi marcada por sucessivas transformações: o carvão sustentou a industrialização; o petróleo ganhou protagonismo nos transportes; e a eletrificação ampliou o uso da hidroeletricidade e dos combustíveis fósseis. Após a Segunda Guerra Mundial, o programa Atoms for Peace, anunciado pelos Estados Unidos em 1953, impulsionou as aplicações civis da tecnologia atômica. A partir da usina de Obninsk, inaugurada em 1954, diversos países desenvolveram programas nacionais, e a energia nuclear passou a simbolizar modernização industrial, soberania tecnológica e segurança de suprimento (IAEA, 2009). Essa trajetória, contudo, não foi linear.
Saiba mais
Energia com qualidade
José Starosta
As regulações aplicáveis às distribuidoras atendem às necessidades de qualidade da energia dos consumidores?
O poder concedente brasileiro, Agência Nacional de Energia Elétrica-ANEEL, é responsável por definir a regulação do fornecimento de energia, incluindo os aspectos de qualidade da energia elétrica. O tema é tratado no módulo 8 do Procedimento à Distribuição, PRODIST. Especificamente no tema qualidade do produto, são definidos limites de fornecimento no ponto de conexão entre a rede da distribuidora e das instalações dos consumidores de energ repreia, na tensão de distribuição definida.
Nossa observação:
O poder concedente não é a Agencia Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e sim a União representada pelo Ministério de Minas e Energia – MME.
Fonte: REVISTA O SETOR ELÉTRICO NEWSLETTER OSE DE 09/10/2026
