O setor elétrico brasileiro atravessa um momento de redefinição paradigmática. A transição energética, impulsionada por políticas de descarbonização, trouxe consigo um desafio técnico-jurídico crescente: o curtailment (ou constrained-off), que consiste na redução ou interrupção da geração de energia determinada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) por razões operativas. O tema, que outrora habitava os manuais de operação, migrou para o centro da agenda regulatória, expondo fissuras na alocação de riscos dos projetos de infraestrutura.
O cenário regulatório e a gênese da REN 1.030/2022
Para compreender o estado atual da arte, é preciso retroceder ao Relatório de Análise de Impacto Regulatório 002/2022-SRG/Aneel. Esse documento foi o instrumento técnico que subsidiou a edição da Resolução Normativa (REN) nº 1.030/2022, cujo objetivo era uniformizar o tratamento das restrições de operação para centrais fotovoltaicas.
No diagnóstico da AIR, a Agência reconheceu o “rápido crescimento das fontes de Geração Renovável Variável (GRV)” e admitiu que a variabilidade dessas fontes, somada às limitações estruturais da malha de transmissão, impõe novos desafios ao sistema. Entretanto, ao converter esse diagnóstico em norma, a Aneel consolidou uma visão restritiva de ressarcimento.
A REN 1.030/2022 limitou a indenização ao gerador a hipóteses muito específicas — essencialmente quando o corte decorre de razões de confiabilidade elétrica local —, deixando de fora os cortes motivados por razões sistêmicas ou de excesso de oferta energética.
O limbo do ressarcimento: o que (não) se indeniza
A discussão sobre o ressarcimento é o ponto nevrálgico da insegurança jurídica. A norma atual impõe que, via de regra, o empreendedor assuma o risco do corte. A recente Lei 15.269/2025 tentou mitigar esse cenário ao prever o ressarcimento em duas hipóteses específicas. Contudo, o texto legal e a regulação infralegal ainda falham ao não endereçar o prejuízo decorrente da “ordem de mérito” ou de restrições sistêmicas amplas.
Na prática, se o corte ocorre por uma falha técnica imediata na conexão, há um caminho para o ressarcimento. Todavia, se o corte é fruto de uma incapacidade estrutural do sistema de escoar a energia produzida — ou seja, uma falha de planejamento de longo prazo —, o gerador fica desamparado. Essa distinção cria um cenário em que o investidor é punido justamente pela eficiência de sua entrega em um sistema que o Estado não logrou expandir na mesma velocidade.
A boa prática internacional e a eficiência na alocação de riscos
A atual distribuição do risco no Brasil colide com as melhores práticas globais de infraestrutura. Conforme sedimentado no PPP Reference Guide (World Bank), a regra de ouro determina que cada risco deve ser atribuído à parte que possui a melhor capacidade de gerenciá-lo ao menor custo.
No caso do curtailment sistêmico, o gerador detém “zero” poder de gestão. Ele não projeta a expansão da rede nem controla o despacho centralizado. Como aponta E.R. Yescombe (Public-Private Partnerships), a alocação eficiente deve considerar quem pode suportar o impacto sem comprometer a bancabilidade do projeto. Quando o risco é alocado a quem não tem controle sobre o evento — o investidor privado frente ao planejamento estatal —, o resultado inevitável é o aumento do custo de capital e a perda de eficiência econômica para todo o setor.
A previsibilidade física vs. a expectativa legítima
Sob o prisma do Direito Econômico, a previsibilidade física do limite dos sistemas elétricos não implica a assunção automática do risco financeiro. Se o Poder Público, por meio do MME e do CNPE, emite sinais claros de fomento às fontes renováveis, cria-se uma expectativa legítima de que a infraestrutura de transmissão será compatível.
Ao utilizar a AIR para reconhecer o crescimento das fontes e, simultaneamente, editar uma REN que nega o ressarcimento por gargalos de rede, a Agência ignora que o Estado é a parte que detém a menor assimetria de informação. Sendo o Estado o planejador, ele é o alocador primário do risco de insuficiência estrutural.
Conclusão: o desafio do alinhamento e a segurança jurídica
O curtailment, quando desprovido de uma métrica de ressarcimento clara e abrangente, transmuda-se de ferramenta técnico-operacional em fator de risco regulatório estrutural. A sustentabilidade da expansão da nossa matriz energética exige que o risco de rede não seja uma “loteria” para o gerador.
É preciso alinhar o planejamento setorial com uma regulação que não apenas reconheça o problema técnico, mas que ofereça a contrapartida econômica justa. Sem a revisão dos critérios de ressarcimento da REN 1.030/2022 à luz da Lei 15.269/2025 e dos princípios de Pareto na alocação de riscos, continuaremos a afastar o capital necessário para a transição energética em nome de uma economia de curto prazo que custará caro à confiabilidade do sistema e à segurança jurídica do país.
ANEEL. Relatório de Análise de Impacto Regulatório nº 002/2022-SRG/ANEEL e Resolução Normativa nº 1.030/2022.
BRASIL. Lei nº 15.269/2025.
WORLD BANK. Public-Private Partnerships Reference Guide Version 3.0. Washington, DC, 2017.
YESCOMBE, E. R. Public-Private Partnerships: Principles of Policy and Finance. Elsevier, 2007.
The post Curtailment no setor elétrico: quem assume o risco? first appeared on ÉTopSaber Notícias.
