Geração solar sob controle: quem assume o risco quando a usina precisa parar?

O setor elétrico brasileiro atravessa uma transformação que coloca em xeque algumas das premissas que sustentaram a expansão da geração renovável nos últimos anos. Durante muito tempo, o desafio central esteve associado à ampliação da capacidade instalada: era preciso viabilizar novos projetos, atrair investimentos, expandir a infraestrutura e incorporar mais fontes renováveis à matriz.

Hoje, porém, o sistema começa a enfrentar um problema de natureza distinta.  Em determinados momentos, há energia disponível para ser produzida, há usinas aptas a gerar, há recurso solar e infraestrutura instalada, mas o sistema elétrico não consegue  ou não deve  absorver toda aquela produção simultaneamente.

É nesse cenário que o curtailment, entendido de forma ampla como a redução ou limitação da geração por razões externas à disponibilidade física da usina, deixa de ser um evento meramente operacional e passa a assumir relevância econômica, contratual e jurídica.

A situação é particularmente sensível para a fonte solar. Uma usina pode estar tecnicamente disponível, com seus equipamentos em perfeito funcionamento e condições adequadas de irradiação, mas ainda assim ser obrigada a reduzir sua produção por determinação do operador do sistema.

Esse fenômeno vem ganhando escala. Dados divulgados a partir de informações do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) indicam que, entre janeiro e agosto de 2026, a geração não realizada das fontes eólica e solar alcançou aproximadamente 4.122 MW médios, ante 3.429 MW médios no mesmo período de 2025.[1] O aumento demonstra que já não se está diante de um fenômeno episódico ou excepcional.

A restrição de geração começa a integrar a realidade econômica de determinados empreendimentos e obriga o setor a enfrentar uma pergunta que não pode mais ser respondida exclusivamente sob a perspectiva da operação do sistema: quem assume o risco quando uma usina apta a gerar recebe ordem para produzir menos?

A operação de qualquer sistema elétrico exige equilíbrio permanente entre oferta e demanda. Diferentemente de outros mercados, a energia elétrica possui particularidades físicas que impedem que produção e consumo sejam administrados de forma completamente independente.

A expansão acelerada das fontes renováveis variáveis, especialmente solar e eólica, tornou essa equação mais complexa. A geração dessas fontes depende da disponibilidade do recurso primário e apresenta elevada concentração em determinados períodos do dia ou do ano.

A rede, entretanto, possui limites de escoamento e a operação precisa respeitar requisitos de segurança, estabilidade e confiabilidade. Em situações de excesso de geração ou insuficiência da infraestrutura de transmissão, o operador pode precisar reduzir a produção de determinadas usinas para preservar as condições operativas do SIN (Sistema Interligado Nacional).

A regulamentação brasileira já reconhece formalmente esse fenômeno. A Resolução Normativa ANEEL nº 1.030/2022, com alterações posteriores promovidas pela REN nº 1.073/2023, disciplina situações de constrained-off para centrais fotovoltaicas despachadas centralizadamente e estabelece tratamento para reduções de produção determinadas pelo ONS e originadas externamente às instalações das usinas.[2]

Contudo, reconhecer a existência da restrição é apenas parte do problema. O ponto verdadeiramente complexo está na definição das consequências econômicas decorrentes dessa ordem operacional. Quando uma usina deixa de produzir por falha própria, a atribuição do risco tende a ser mais clara.

Mas quando a redução decorre de limitação sistêmica, insuficiência de infraestrutura ou razões energéticas alheias à conduta do gerador, surge uma discussão muito mais sofisticada sobre responsabilidade, compensação e alocação de risco.

Essa discussão está no centro da Consulta Pública nº 45/2019 da ANEEL, destinada a revisar os critérios operativos de redução ou limitação de geração no Sistema Interligado Nacional.[3] Em 2026, o tema ganhou novo impulso com a proposta de realização da chamada “operação sombra”.

A expressão pode sugerir, à primeira vista, a criação de uma nova modalidade de corte, mas não é disso que se trata. A operação sombra funciona como uma espécie de período experimental no qual as novas metodologias são calculadas paralelamente às regras vigentes, sem que necessariamente produzam todos os seus efeitos econômicos de imediato.

O objetivo é testar, em ambiente real, os impactos da nova lógica de rateio das restrições, verificar os resultados operacionais e avaliar eventuais distorções antes da implementação definitiva.

A complexidade desse processo levou o ONS a solicitar à ANEEL prazo de até 180 dias para o início da operação sombra após a publicação da futura regulamentação, em lugar do prazo inicialmente considerado.[4] Mais importante do que o prazo, entretanto, é compreender o significado dessa discussão.

o. Ao definir critérios de rateio dos cortes de geração, o regulador não está apenas decidindo quais usinas deverão produzir menos em determinado momento. Está, na prática, distribuindo efeitos econômicos entre os agentes.

Cada megawatt-hora que deixa de ser gerado representa receita não realizada, impacto sobre contratos, alterações em projeções financeiras e, potencialmente, redução da rentabilidade esperada do empreendimento. A metodologia de restrição, portanto, possui uma dimensão patrimonial que não pode ser ignorada.

Essa constatação revela uma das principais dificuldades regulatórias do tema. Transferir integralmente ao gerador o risco de qualquer restrição pode ser inadequado quando a usina está disponível e a redução decorre de deficiência ou limitação externa ao empreendimento. Por outro lado, estabelecer mecanismos amplos e automáticos de compensação também gera consequências tarifárias, porque os custos inevitavelmente precisam ser suportados por alguém.

A resposta não parece estar em uma solução binária, mas na correta identificação da origem de cada restrição. É necessário diferenciar situações provocadas por indisponibilidades atribuíveis à própria usina, limitações de instalações externas, restrições decorrentes da rede de transmissão e reduções provocadas por razões estritamente energéticas, como excesso de oferta em relação à carga. Cada causa representa uma matriz distinta de responsabilidade e, consequentemente, pode justificar tratamento regulatório diferente.

O problema se torna ainda mais relevante quando analisado sob a ótica contratual. Durante muito tempo, muitos contratos de geração foram estruturados a partir de uma premissa relativamente simples: se a usina estivesse disponível e houvesse recurso energético, haveria produção.

Essa lógica começa a perder força. A geração efetivamente realizada passa a depender também da capacidade sistêmica de absorção daquela energia. Contratos de compra e venda de energia, financiamento, arrendamento, operação e manutenção, EPC, autoprodução, locação de ativos e estruturas societárias associadas à geração renovável precisam incorporar essa nova variável de maneira expressa.

Não basta, nesse contexto, uma cláusula genérica de força maior. Os contratos precisam distinguir indisponibilidade física da usina de restrição de geração determinada externamente, definir os efeitos do curtailment sobre garantias de performance, metas de disponibilidade e obrigações de entrega, estabelecer quem suporta eventual perda de receita e disciplinar possíveis mecanismos de recomposição ou compartilhamento de riscos.

Quando o financiamento de um empreendimento foi estruturado com base na projeção de energia futura, a questão adquire importância ainda maior. A capacidade de pagamento do projeto pode ser afetada não porque a usina deixou de funcionar, mas porque parte da energia disponível para geração deixou de ser efetivamente produzida por razões sistêmicas.

Nesse sentido, o curtailment começa a se transformar em uma verdadeira variável de bancabilidade. Dois projetos solares com mesma potência instalada, tecnologia semelhante e níveis equivalentes de irradiação podem apresentar desempenhos financeiros substancialmente diferentes caso estejam localizados em regiões com diferentes graus de congestionamento ou restrição de escoamento.

A diligência jurídica e regulatória sobre novos empreendimentos, portanto, precisa evoluir. Já não basta analisar licenciamento, conexão, contratos e segurança fundiária. Será cada vez mais necessário avaliar histórico regional de restrições, capacidade da rede, perspectivas de expansão da transmissão e exposição potencial do empreendimento a cortes de geração ao longo de sua vida útil.

Essa transformação também conduz inevitavelmente à discussão sobre a micro e minigeração distribuída. É importante evitar uma generalização tecnicamente incorreta: a MMGD (micro e minigeração distribuída) possui regime jurídico próprio, estruturado sobretudo pela Lei nº 14.300/2022, e não se encontra automaticamente submetida ao mesmo regime de despacho e restrição aplicável às grandes centrais fotovoltaicas centralizadamente operadas.[5]

Isso não significa, contudo, que a geração distribuída permaneça completamente à margem da transformação operacional do sistema. O crescimento expressivo da geração conectada às redes de distribuição já desperta preocupação quanto à capacidade do sistema de observar e coordenar milhões de recursos energéticos distribuídos que, individualmente, são pequenos, mas coletivamente exercem impacto cada vez mais relevante sobre a operação elétrica.

Documentos técnicos do próprio setor já apontam para esse desafio. Há situações nas quais a geração centralizadamente controlável pode ser substancialmente reduzida e, ainda assim, permanecer elevada participação de geração conectada à distribuição sem o mesmo grau de controle operacional.[6]

Paralelamente, a Consulta Pública nº 33/2026 da ANEEL colocou em debate conceitos como observabilidade, operabilidade e controlabilidade dos recursos energéticos distribuídos, incluindo geração solar, armazenamento e outros ativos conectados às redes de distribuição.[7]

O movimento regulatório precisa ser acompanhado com atenção. Não se pode afirmar que a MMGD esteja atualmente submetida ao mesmo modelo de curtailment das grandes usinas, mas é evidente que o crescimento desses recursos tende a exigir redes mais ativas, digitalizadas e capazes de responder de maneira coordenada às necessidades do sistema.

É justamente nesse ponto que o armazenamento de energia ganha uma função que ultrapassa a tradicional arbitragem entre horários de preços distintos. Em um sistema no qual parte da produção renovável pode precisar ser reduzida em determinados períodos, a possibilidade de armazenar energia para uso posterior começa a assumir valor estratégico.

O armazenamento não elimina as restrições de rede e tampouco resolve sozinho o problema do curtailment, mas pode reduzir a exposição econômica de determinados projetos, deslocando energia de períodos de excesso para momentos de maior demanda.

A regulamentação brasileira avançou nesse sentido em 2026, com a definição de procedimentos relacionados aos sistemas de armazenamento colocalizados com centrais geradoras.[8] A tendência é que baterias passem a ser avaliadas não apenas como equipamentos adicionais, mas como instrumentos de flexibilidade e gestão de risco.

A discussão sobre restrições de geração revela, no fundo, uma transformação ainda maior no setor elétrico. Durante décadas, a expansão esteve orientada principalmente pela necessidade de produzir mais energia.

Agora, à medida que a participação das fontes renováveis cresce, surge outro desafio: produzir a energia certa, no local adequado e no momento em que o sistema consegue utilizá-la. A simples existência de capacidade instalada não garante mais, por si só, o aproveitamento integral daquela geração. Isso muda a forma como projetos precisam ser planejados, financiados, contratados e avaliados juridicamente.

O Brasil não enfrenta um problema por possuir energia renovável em excesso. O verdadeiro desafio está na capacidade de coordenar geração, transmissão, distribuição, armazenamento e consumo de maneira suficientemente eficiente para aproveitar essa abundância.

Nesse novo ambiente, o valor de um empreendimento deixa de depender exclusivamente de quantos megawatts ele é capaz de produzir e passa a depender também de quantos desses megawatts podem efetivamente chegar ao sistema. A pergunta central deixa de ser apenas quanto uma usina pode gerar e passa a incluir quando, onde e em quais condições essa energia poderá ser aproveitada.

Por isso, a discussão sobre curtailment não deve ser tratada como uma questão restrita ao despacho operacional. Ela representa uma mudança na própria matriz de riscos da geração renovável. Reguladores terão de definir critérios mais sofisticados para distribuir restrições; operadores precisarão coordenar uma quantidade crescente de recursos variáveis; investidores deverão incorporar o risco de corte às suas projeções; financiadores terão de avaliar a exposição dos projetos; e contratos precisarão prever de forma clara quem suporta as consequências econômicas quando a energia disponível não pode ser produzida.

A transição energética brasileira trouxe para o setor uma nova pergunta. Durante muito tempo, o desafio era descobrir quem conseguiria gerar energia renovável de forma mais eficiente. Agora, será preciso responder também quem assumirá o risco quando o sistema disser que aquela energia, embora disponível, não pode ser gerada. E essa resposta será tão jurídica quanto técnica.

Fontes

[1] CANAL SOLAR. Cortes de geração solar aumentam 21% nos oito primeiros meses de 2026. 31 ago. 2026. Levantamento realizado com base em dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS.

[2] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Resolução Normativa nº 1.030, de 26 de julho de 2022, especialmente art. 20-A, incluído e posteriormente alterado no âmbito da regulamentação aplicável ao constrained-off de centrais geradoras fotovoltaicas despachadas centralizadamente; Resolução Normativa ANEEL nº 1.073/2023.

[3] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Consulta Pública nº 45/2019. Processo de revisão dos critérios operativos para redução ou limitação de geração no Sistema Interligado Nacional.

[4] MEGAWHAT. ONS pede à Aneel 180 dias para iniciar operação sombra da CP 45. 1º out. 2026. O documento relata a proposta do ONS para ampliação do prazo destinado à preparação e início da operação sombra relacionada à revisão dos critérios de restrição de geração.

[5] BRASIL. Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022. Institui o marco legal da microgeração e minigeração distribuída, o Sistema de Compensação de Energia Elétrica – SCEE e demais disposições relacionadas à MMGD.

[6] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Nota Técnica nº 148/2025-STD/ANEEL. Documento que aborda desafios relacionados à operação do sistema diante do crescimento dos recursos energéticos distribuídos e da geração conectada às redes de distribuição.

[7] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Consulta Pública nº 33/2026. Propostas relacionadas à evolução das regras de conexão e à ampliação da observabilidade, operabilidade e controlabilidade de recursos energéticos distribuídos.

[8] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Regulamentação dos sistemas de armazenamento de energia elétrica colocalizados com centrais geradoras. Resoluções Normativas nº 1.161/2026 e nº 1.162/2026.

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