Os segmentos de energia solar e eólica do País - que vêm acumulando prejuízos com os cortes de geração renovável pelo ONS (o órgão regulador do sistema elétrico), para evitar sobrecarga do sistema - não conseguem ter paz mesmo quando são alvo de uma medida que, a princípio, os beneficiaria.
Essa sensação de frustração tomou conta do setor depois do Ministério de Minas e Energia (MME) publicar a Portaria Normativa nº 140, no início da semana, definindo as regras para ressarcir os cortes de geração eólica e solar ocorridos entre setembro de 2023 e novembro de 2025.
Segundo estimativas da consultoria Volt Robotics, o valor potencial de compensação pode chegar a R$ 2,7 bilhões, caso todos os geradores optem por aderir às condições previstas – o que inclui abrirem mão de ações judiciais pedindo restituição integral dos prejuízos com o curtailment, como são conhecidos os cortes de geração renovável.
O ressarcimento pelos cortes era uma antiga reivindicação das usinas centralizadas, que só no ano passado acumularam perdas de R$ 6,5 bilhões com o curtailment.
O que seria ao menos um alívio, porém, se transformou em novo motivo de preocupação após uma análise minuciosa da portaria. Isso porque, embora o texto final tenha trazido avanços em relação à minuta submetida à Consulta Pública nº 210/2025, deixou sem resposta a questão central: como identificar de forma transparente a razão de cada corte.
Essa definição é essencial para determinar se há ou não direito à compensação. O drama das renováveis centralizadas ganha relevância com a constatação de que os cortes não reembolsáveis vêm crescendo e já representam 65,5% do total no primeiro semestre de 2026. É justamente essa indefinição sobre o tema que vem paralisando investimentos do setor, em especial os de usinas solares, mais atingidas pelo curtailment.
Os cortes de geração renovável são classificados em três tipos, conforme a regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). O primeiro é o Corte de Razão Energética (ENE), provocado pelo excesso de oferta em relação ao consumo, quando há mais energia disponível do que demanda.
O segundo é o Corte de Razão Elétrica (REL), causado por indisponibilidade de linhas de transmissão, seja por manutenção ou falhas. O terceiro é o Corte de Razão Confiabilidade (CNF), aplicado quando a rede, embora disponível, pode se comportar de forma instável se toda a geração for escoada, aumentando o risco de falhas.
Essa classificação define quem arca com os prejuízos e impacta receitas, contratos e investimentos.
“Houve avanços relevantes, sobretudo na operacionalização e na recontabilização, mas o ponto central ainda precisa ser resolvido: a classificação dos cortes não pode ser uma caixa-preta”, afirma Donato Filho, CEO da Volt Robotics, que divulgou um estudo sobre a portaria, denunciando a falta de clareza justamente no ponto central de interesse do setor.
“Não basta informar que um corte foi energético: é necessário publicar os dados, as premissas e os critérios que permitam reproduzir e auditar essa conclusão”, acrescenta.
Resultados distorcidos
Na minuta inicial, o MME propôs a fórmula SOSIN para identificar momentos de sobreoferta, quando a geração eólica e solar precisaria ser reduzida por excesso de energia no sistema.
O cálculo somava geração hidrelétrica, termelétrica, pequenas usinas, potencial eólico e solar e estimativas de microgeração, descontando a carga total do Sistema Interligado Nacional (SIN), com apuração a cada meia hora.
O problema é que esses dados já refletiam decisões operativas e restrições de segurança, o que poderia distorcer o diagnóstico e classificar como sobreoferta situações provocadas por limitações técnicas ou de confiabilidade. Como explica Donato Filho, a fórmula misturava elementos que não representavam apenas ordem econômica de despacho, mas também inflexibilidades e necessidades específicas da operação.
As entidades dos setores eólico e solar (ABEEólica e Absolar), com suporte da Volt Robotics, testaram a fórmula usando dados do ONS entre setembro de 2023 e novembro de 2025.
O resultado mostrou que o cálculo de sobreoferta era 143% maior que o total de cortes classificados pelo ONS como energéticos, evidenciando que a equação reconstruía de forma incompleta o balanço real da operação.
Além disso, 74% dos cortes energéticos ocorreram ao mesmo tempo em que termelétricas eram despachadas por ordem de mérito, e mais da metade aconteceu com Custo Marginal de Operação (CMO) acima de zero. Como o CMO representa o custo para produzir o próximo megawatt-hora necessário ao sistema, valores positivos indicam que o sistema não estava em plena abundância de energia, o que reforça a suspeita de classificações equivocadas.
A análise espacial também trouxe inconsistências. Em alguns momentos, o Nordeste registrou cortes de até 80% enquanto o Sul não teve restrições. As eólicas do Rio Grande do Sul apresentaram cortes equivalentes a 58% da média nacional, enquanto as do Ceará chegaram a 159%.
Diferenças tão grandes sugerem influência de transmissão, confiabilidade regional ou características de conexão, e não apenas sobreoferta sistêmica.
A versão final da Portaria nº 140 retirou a fórmula SOSIN e as definições de agregados de geração e demanda, evitando consolidar um critério tecnicamente frágil. Também eliminou exceções baseadas em pareceres antigos de acesso e em soluções de transmissão nominais, que poderiam gerar insegurança jurídica ao atribuir aos geradores restrições agravadas ao longo do tempo.
Apesar disso, o problema central permanece. De acordo com a consultoria, a portaria retirou a fórmula, mas não apresentou um método quantitativo e público para caracterizar a sobreoferta. O ONS deverá enquadrar cada evento como indisponibilidade externa, confiabilidade elétrica ou sobreoferta, mas o texto não especifica quais testes, variáveis ou critérios serão utilizados.
“Não há clareza sobre como serão tratados o CMO, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) - preço usado para calcular quanto cada agente do setor elétrico deve pagar ou receber no mercado de curto prazo -, as inflexibilidades térmicas ou as restrições regionais.”, adverte o estudo da Volt. “Também não existe um método para transformar uma eventual sobreoferta sistêmica em parcela não compensável para cada usina, o que pode gerar distorções significativas.”
As associações do setor sugeriram um limitador individual para impedir que uma usina impedida de gerar por restrição elétrica fosse tratada como participante da sobreoferta geral, mas essa proposta não foi incorporada.
O resultado é um sistema em que os cortes energéticos, não compensáveis, continuam crescendo. Em 2023, representavam 27% do total; em 2026, já chegam a 65,5%. Sem critérios claros, os agentes não conseguem prever impactos operacionais nem avaliar corretamente as causas dos cortes.
Em nota, a Absolar afirmou que a portaria com o termo de compromisso para pagamento dos passivos de cortes de geração pode não ser suficiente para encerrar completamente a judicialização do tema pelos agentes. Ou seja, o drama das usinas renováveis centralizadas ainda está longe de um desfecho.
