Curtailment: quem paga pela energia que o Brasil deixa de gerar?

Imagine um domingo de muito sol e vento no Nordeste. Os parques eólicos e solares conseguem produzir bastante, mas o consumo naquele horário é baixo. Uma parte da energia pode ser enviada para outras regiões. A outra talvez não encontre demanda nem condições de operação para ser aproveitada. Então o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) manda algumas usinas reduzirem a geração.

O exemplo é ilustrativo, mas o fenômeno é real e tem nome: curtailment, ou corte de geração. Em 6 de outubro de 2026, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou novas regras para organizar esses cortes, depois de um processo de consulta pública que começou em 2019. A decisão trouxe de volta uma pergunta maior do que a discussão sobre ressarcimentos: como regular um sistema que consegue produzir cada vez mais energia renovável, mas nem sempre consegue aproveitá-la? ^[1]

Para entender melhor o problema, o Regulador.org examinou dois anos de dados abertos do ONS e comparou os resultados com documentos regulatórios e com a teoria da economia da regulação. O objetivo aqui não é julgar a decisão recém-aprovada. É entender os custos, os riscos e os incentivos envolvidos.

Uma fotografia de um dia recente ajuda a ver o desafio. No domingo, 18 de outubro de 2026, a carga do Sistema Interligado Nacional (SIN) era de cerca de 72,1 GW ao meio-dia. Descontadas a geração solar e a eólica contabilizadas pelo ONS, a carga residual era de apenas 31,3 GW. Às 19h, com a produção solar em queda e a demanda subindo, essa necessidade residual chegou a 77,0 GW, um salto de 45,7 GW em sete horas. O desenho lembra a chamada curva do pato. ^[2]

A figura mostra como é grande a flexibilidade necessária entre o meio do dia e o começo da noite. A diferença entre as curvas não é, por si só, energia cortada: é a energia eólica e solar contabilizada no balanço. Para medir os cortes de verdade, é preciso olhar outro conjunto de dados, que vem a seguir. ^[2]

O que dois anos de dados do ONS mostram

Foram consultadas, em 26 de outubro de 2026, as bases de restrição de geração eólica e fotovoltaica do ONS, de 1º de outubro de 2024 a 30 de setembro de 2026. A análise reuniu cerca de 7,86 milhões de registros em intervalos de 30 minutos. O indicador usado foi a Geração Não Realizada Apurada (GNRa), uma estimativa operacional da produção que deixou de acontecer nos intervalos de restrição. Para transformar a potência média registrada em energia, cada intervalo valeu meia hora. ^[3][4]

No primeiro período de doze meses, a GNRa das usinas eólicas e solares examinadas somou 29,20 TWh. No segundo, chegou a 41,33 TWh, um aumento de cerca de 41,6%. A eólica foi de 19,95 para 28,66 TWh, e a fotovoltaica, de 9,25 para 12,67 TWh. ^[3][4]

O aumento é grande, mas pede cautela na leitura. O número de usinas acompanhadas muda de um período para o outro, e o vento, o sol e as condições do sistema também. Para reduzir um desses problemas, foi feito um teste só com os identificadores presentes nos dois períodos e com boa cobertura de datas. Nesse grupo, a proporção da GNRa sobre a soma da GNRa com a geração verificada também aumentou, embora o teste não controle todas as outras variáveis. É um indicador de pesquisa, e não uma taxa oficial de curtailment de todo o SIN. ^[3][4]

A mudança mais importante está nas causas

O ONS classifica as restrições em três razões principais. A indisponibilidade externa (REL) acontece quando instalações de fora da usina estão indisponíveis. A confiabilidade elétrica (CNF) entra quando é preciso respeitar limites de segurança da operação. E a razão energética (ENE) vale quando não dá para encaixar toda a geração disponível na carga. ^[3][4][5]

A participação da ENE passou de cerca de 52,8% para 65,7% do volume examinado. No período mais recente, 80,8% da GNRa energética ocorreu entre 9h e 15h59, e os domingos concentraram cerca de 28,2% do total anual. No Nordeste, a carga média diária observada aos domingos foi menor do que nos dias úteis, enquanto o volume médio diário de restrições energéticas foi maior. ^[3][4]

O mesmo domingo de 18 de outubro mostra esse padrão hora a hora. Naquele dia, o ONS apurou 173,2 GWh de GNRa por razão energética, 16,7 GWh por indisponibilidade externa e 0,6 GWh por confiabilidade. Os cortes energéticos se concentraram entre 7h e 15h, quando a carga residual estava mais baixa. ^[3][4]

Esse padrão combina com um descompasso entre a geração disponível e o perfil da demanda. Ele não permite afirmar que determinada parcela dos cortes tenha sido causada pela MMGD nem pela falta de uma linha de transmissão específica. Para chegar a uma conclusão causal, seria preciso simular, de forma contrafactual, geração, carga, transmissão e operação.

Organizar o corte não resolve a causa do corte

Essa discussão costuma juntar três problemas que deveriam ser examinados separadamente. O primeiro é operacional: quando uma restrição não dá para evitar naquele momento, quais usinas devem reduzir a produção para preservar a segurança e os critérios de operação? O segundo é comercial: como repartir os efeitos econômicos dessa redução entre os agentes elegíveis? O terceiro é estrutural: que decisões de planejamento, investimento e consumo poderiam reduzir os cortes futuros a um custo que se justifique?

A Nota Técnica nº 240/2024-SGM/ANEEL, elaborada na Consulta Pública nº 45/2019, registra essa diferença de escopo. Ela tratou de como organizar os cortes necessários, embora tenha listado propostas mais amplas, como expansão da transmissão, armazenamento, resposta da demanda, revisão de inflexibilidades e melhores sinais de mercado. ^[5]

O documento mostra também que as posições do setor não se resumem a geradores de um lado e consumidores do outro. A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) defendeu olhar o custo de oportunidade para o sistema, e não só os encargos percebidos pelo consumidor. A consultoria PSR argumentou que a operação física deveria seguir critérios de otimização e examinou alternativas competitivas para revelar custos. A área técnica da ANEEL estudou um mecanismo de ofertas depois da operação, mas não o recomendou naquele desenho, por causa, entre outras questões, da assimetria de participação e dos efeitos sobre os riscos hidrológicos transferidos aos consumidores. ^[5]

A Resolução Normativa ANEEL nº 1.170/2026, aprovada depois, não deve ser confundida com essas propostas de 2024. O modelo dela prevê implantação progressiva, um período de simulação dos efeitos e procedimentos de transparência. Nada disso permite atribuir à regra de outubro de 2026 os cortes medidos antes de sua aprovação. ^[1]

Esse caso mostra uma questão clássica da economia da regulação: o critério que organiza o despacho físico não é necessariamente o que produz a repartição comercial mais adequada dos riscos. E melhorar a repartição comercial, sozinha, não faz a restrição física desaparecer.

Um corte pode ser economicamente eficiente?

Pode. Parece contraditório reduzir a geração de fontes com custo variável baixo, mas eliminar todos os cortes exigiria redes, armazenamento e recursos de flexibilidade dimensionados até para situações raras. Essas alternativas têm custos de implantação, operação e manutenção.

Imagine uma nova linha de transmissão capaz de recuperar parte da geração hoje restringida. Se o custo social da linha for maior do que o benefício social da energia adicional aproveitada e dos demais efeitos positivos, construí-la só para acabar com o corte pode não ser a escolha mais eficiente.

Isso não quer dizer que o nível atual de cortes seja o ideal. Quer dizer que a meta econômica certa nem sempre é o corte zero. É reduzir o custo social total, comparando alternativas viáveis.

Como transformar essa ideia numa análise verificável?

A análise custo-benefício social tem uma regra conhecida: somar os benefícios adicionais que uma intervenção traria, subtrair os custos adicionais e trazer os valores de anos diferentes para a mesma data. O resultado que dá para medir em dinheiro é o valor presente líquido social (VPL social). Esse é o princípio usado, entre outras referências, no Green Book britânico de 2026. ^[6]

Em linguagem simples, vale a pena recuperar mais energia quando os benefícios sociais adicionais justificam o custo necessário. O cálculo precisa comparar cada alternativa com o mesmo cenário de referência e considerar também os impactos que não dá para converter em dinheiro com segurança.

Um exemplo só didático ajuda. Suponha uma intervenção que custe R$ 12 milhões hoje e traga benefícios sociais adicionais de R$ 10 milhões em cada um dos próximos dois anos, sem outras despesas. Com uma taxa de desconto hipotética de 10% ao ano, esses benefícios valeriam hoje cerca de R$ 17,36 milhões. Descontado o investimento, o VPL social seria de aproximadamente R$ 5,36 milhões. Com essas premissas simplificadas, o resultado seria positivo. A taxa de 10% não é recomendação para avaliações regulatórias brasileiras.

Na prática, seria preciso somar custos de manutenção, riscos, diferenças distributivas e benefícios que não se medem em dinheiro. Também não dá para simplesmente multiplicar os MWh cortados pelo Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) e chamar o resultado de perda social. Preço de mercado, receita contratual frustrada, encargo pago e custo econômico para a sociedade são grandezas diferentes.

A diferença entre risco médio e custo marginal

Uma decisão privada de investimento pode afetar outros agentes. Uma usina instalada numa região de bom vento e transmissão congestionada pode prejudicar o aproveitamento da energia de empreendimentos que já estão conectados. É uma possível externalidade de rede: parte do custo da decisão não entra no cálculo de quem investiu.

David Newbery e Darryl Biggar discutem esse problema em um estudo de 2024 sobre cortes marginais de geração renovável, regimes de acesso e formação de preços. Nos modelos dos autores, o efeito de acrescentar uma unidade de capacidade pode ser bem diferente da taxa média de curtailment que os geradores existentes percebem. Por isso, regras de acesso e sinais locacionais importam para a eficiência da expansão. Os resultados quantitativos do estudo não podem ser transferidos automaticamente para o Brasil. ^[7]

A pergunta regulatória, então, é bem concreta: as condições de acesso e os sinais econômicos estão levando os novos investimentos a considerar o custo adicional que podem impor ao sistema? A resposta depende de como o mercado está configurado, da qualidade da informação e de mecanismos compatíveis com as instituições brasileiras.

Quem deve assumir os riscos?

Há argumentos legítimos nos dois sentidos. Para os geradores, restrições imprevisíveis podem comprometer receitas, afetar contratos e encarecer o capital. Para consumidores e outros agentes, ressarcimentos muito amplos podem virar encargos e enfraquecer o incentivo para que novos empreendimentos levem em conta riscos previsíveis de localização e expansão.

Laffont e Tirole mostram como a assimetria de informação e o risco moral condicionam os incentivos oferecidos às empresas reguladas. Também discutem como a aversão ao risco e a ausência de compromissos regulatórios críveis podem afetar contratos e decisões de investimento. ^[8] Aplicados ao curtailment, esses fundamentos sugerem que tanto proteções indiscriminadas quanto transferências excessivas de riscos podem distorcer escolhas futuras. Essa aplicação ao setor elétrico brasileiro é uma interpretação deste artigo, não uma conclusão específica dos autores sobre cortes de geração.

Isso não é defender ressarcimento irrestrito nem risco integral para o empreendedor. É preciso separar situações previsíveis e precificáveis de mudanças posteriores nas regras ou de compromissos assumidos legitimamente. Um risco que o gerador não controla pode, mesmo assim, ser conhecido e precificado. E um mecanismo que protege investimentos passados pode precisar de sinais diferentes para orientar os investimentos futuros.

A documentação pública da CCEE ajuda a separar essas dimensões. O portal de dados abertos informa preços e componentes de encargos contabilizados, incluindo parcelas ligadas a constrained-off. Só que um valor de encargo não revela, por si, a perda líquida do gerador nem todas as condições dos contratos bilaterais. Por isso os 41,33 TWh observados no ONS não foram convertidos, neste artigo, em reais de ressarcimento. ^[9]

A mesma distinção vale para a compensação prevista na legislação federal e regulamentada pelo Ministério de Minas e Energia (MME) em 2026 para certos eventos históricos. A divulgação de usinas elegíveis não comprova, isoladamente, pagamento realizado nem indenização equivalente à geração não realizada. ^[10]

Que combinação de instrumentos pode funcionar?

Não existe solução única. A transmissão pode aliviar restrições físicas de escoamento. O armazenamento pode levar parte da energia disponível para horários de maior valor. A resposta da demanda pode estimular o consumo quando a oferta sobra. Previsão melhor e mais flexibilidade operativa podem reduzir algumas necessidades de corte. Sinais locacionais e coordenação do planejamento podem diminuir a chance de novos investimentos aumentarem restrições já conhecidas. ^[5][6][7]

Mas esses instrumentos não se substituem perfeitamente. Uma linha que alivia o congestionamento regional pode não resolver um excedente de energia no sistema inteiro nos horários de baixa demanda. Uma bateria ajuda, desde que duração, localização e remuneração justifiquem o custo. E um incentivo ao consumo adicional precisa gerar benefício real, não apenas jogar os encargos para outros usuários.

O desenho regulatório também tem de considerar a capacidade institucional de executar a solução: qualidade dos dados, transparência, custo de fiscalização, transição dos contratos e a possibilidade de avaliar os resultados depois.

O que considero essencial para a próxima etapa

Na minha leitura, o problema regulatório mais importante não é escolher, em termos gerais, quem vai pagar por todos os cortes. É construir regras que preservem a segurança da operação, respeitem compromissos legítimos e façam as novas decisões de investimento levarem em conta os custos que impõem ao sistema.

Sem essa última parte, podemos resolver uma fatia da distribuição financeira dos cortes atuais e continuar criando as condições econômicas para cortes futuros. Sem previsibilidade jurídica, por outro lado, podemos encarecer investimentos necessários à transição energética.

A boa regulação precisa tratar essas duas consequências ao mesmo tempo. E, principalmente, precisa medir depois o que conseguiu mudar: menos custo social, incentivos melhores e uso mais eficiente dos recursos, e não apenas uma nova forma de repartir perdas entre os agentes.

Nota metodológica

O gráfico da curva do pato usa 24 observações horárias do balanço do ONS para 18/10/2026, conferidas com a base independente Curva de Carga Horária. Em cada hora, a soma das gerações hidráulica, térmica, eólica e solar reproduz a carga do SIN, dentro dos arredondamentos. A carga residual foi definida só para a figura, como a carga menos a eólica e a solar. O balanço inclui estimativas de MMGD, e a curva não mede geração potencial nem GNRa. ^[2]

Os resultados anuais vêm de consultas às bases de restrições eólicas e fotovoltaicas do ONS, feitas em 26/10/2026, com cerca de 7.858.656 registros de 730 dias. A GNRa, registrada em MW médios, foi convertida para MWh com intervalos de 0,5 hora. Foram verificados os intervalos de tempo, as chaves de usina e instante, a ausência de GNRa negativa e os registros sem motivo classificado. Vinte e oito registros fotovoltaicos com GNRa positiva e motivo não identificado, que somam cerca de 0,001 TWh, foram mantidos no total, sem atribuição a ENE, CNF ou REL. Os cortes de 18/10/2026 (Figura 4) vêm das mesmas bases, com a GNRa de meia hora somada por hora e por motivo. As bases podem ser revisadas. Não foram estimados impactos causais, perdas contratuais líquidas nem custos sociais em reais. ^[3][4]

Independência editorial

Embora eu seja servidor da ANEEL, não participei internamente da instrução ou da decisão institucional sobre a regulamentação discutida neste artigo. A análise usa exclusivamente dados e documentos públicos. As interpretações e opiniões aqui expressas são pessoais, não representam posições institucionais da ANEEL e não se destinam a influenciar processos regulatórios em andamento.

Referências

1. ANEEL. ANEEL aprova regra para organizar cortes de geração. 6 out. 2026. Notícia sobre a Resolução Normativa nº 1.170/2026 e a Consulta Pública nº 45/2019. Disponível em: https://www.gov.br/aneel/pt-br/assuntos/noticias/2026/aneel-aprova-regra-para-organizar-cortes-de-geracao. Acesso em: 27 out. 2026.
2. ONS. Balanço de Energia nos Subsistemas e Curva de Carga Horária. Portal de Dados Abertos. Séries horárias do SIN de 18 out. 2026, consultadas e conferidas entre si em 27 out. 2026. A carga residual foi calculada para a figura como carga total menos geração eólica e solar. Disponível em: https://dados.ons.org.br/dataset/balanco-energia-subsistema e https://dados.ons.org.br/dataset/curva-carga. Acesso em: 27 out. 2026.
3. ONS. Dados de Restrição de Operação por Constrained-off de Usinas Eólicas. Portal de Dados Abertos, base semi-horária. Disponível em: https://dados.ons.org.br/dataset/restricao_coff_eolica_usi. Acesso em: 26 out. 2026.
4. ONS. Dados de Restrição de Operação por Constrained-off de Usinas Fotovoltaicas e Carga de Energia Diária. Portal de Dados Abertos. Disponível em: https://dados.ons.org.br/dataset/restricao_coff_fotovoltaica e https://dados.ons.org.br/dataset/carga-energia. Acesso em: 26 out. 2026.
5. ANEEL. Nota Técnica nº 240/2024-SGM/ANEEL. Brasília, 12 nov. 2024. Processo nº 48500.000375/2019-83, Consulta Pública nº 45/2019, 2ª fase. Ver especialmente as pp. 16, 24 a 46 e 62 e 63. Disponível em: https://antigo.aneel.gov.br/web/guest/consultas-publicas?p_p_id=participacaopublica_WAR_participacaopublicaportlet&p_p_lifecycle=2&p_p_state=normal&p_p_mode=view&p_p_cacheability=cacheLevelPage&p_p_col_id=column-2&p_p_col_pos=1&p_p_col_count=2&_participacaopublica_WAR_participacaopublicaportlet_ideDocumento=54211&_participacaopublica_WAR_participacaopublicaportlet_tipoFaseReuniao=fase&_participacaopublica_WAR_participacaopublicaportlet_jspPage=%2Fhtml%2Fpp%2Fvisualizar.jsp. Acesso em: 28 out. 2026.
6. HM TREASURY. The Green Book (2026): Central Government Guidance on Appraisal and Evaluation. Londres, 2026. Seções sobre análise custo-benefício social, desconto e net present social value. Disponível em: https://www.gov.uk/government/publications/the-green-book–2/the-green-book-2026. Acesso em: 27 out. 2026.
7. NEWBERY, David M.; BIGGAR, Darryl R. Marginal curtailment of wind and solar PV: transmission constraints, pricing and access regimes for efficient investment. Energy Policy, v. 191, art. 114206, 2024. DOI: https://doi.org/10.1016/j.enpol.2024.114206.
8. LAFFONT, Jean-Jacques; TIROLE, Jean. A Theory of Incentives in Procurement and Regulation. Cambridge, MA: MIT Press, 1993. Ver especialmente a Introdução, seção 1.1, pp. 1-2 (assimetria de informação e risco moral); a Introdução, seção 4.2, pp. 39-40 (incentivos e extração de renda); o capítulo 1, seção 1.9, pp. 99-102 (investimento e compromisso regulatório); e o capítulo 1, seção 1.11, pp. 105-106 (aversão ao risco). Disponível em: https://mitpress.mit.edu/9780262121743/a-theory-of-incentives-in-procurement-and-regulation/. Acesso em: 27 out. 2026.
9. CCEE. Portal de Dados Abertos, incluindo os conjuntos de dados ENCARGO_ESS_ANCILAR, ENCARGO_HORARIO_SUBMERCADO e PLD_HORARIO. Disponível em: https://dadosabertos.ccee.org.br/.
10. MME. MME avança na compensação por cortes de geração com divulgação de lista de elegibilidade. 5 out. 2026. Inclui a Portaria Normativa MME nº 140/2026. Disponível em: https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/noticias/mme-avanca-na-compensacao-por-cortes-de-geracao-com-divulgacao-de-lista-de-elegibilidade. Acesso em: 27 out. 2026.

As opiniões e análises expressas neste artigo são pessoais e não representam posições, decisões ou entendimentos institucionais da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).