O presidente da Comissão de Infraestrutura (CI) do Senado, Marcos Rogério (PL-RO), afirmou em 30 de setembro de 2025, em Brasília, que o tempo é insuficiente para resolver os cortes de geração de usinas eólicas e solares dentro da Medida Provisória 1304/2025. Segundo ele, a pauta é complexa e não cabe na janela de tramitação da MP. O parlamentar adiantou que convocará nova audiência pública e que, ao final do ciclo de debates, pretende encaminhar propostas à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
O senador não vê, por ora, necessidade de um projeto de lei específico para tratar do tema. Integrantes do mercado tentam desde a tramitação da MP 1300, que tratou da tarifa social, incluir mecanismos para mitigar perdas dos geradores e reduzir o desperdício de energia. Algumas sugestões rejeitadas na MP 1300 foram reapresentadas na MP 1304. A Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) defendeu, em audiência, compensação financeira pelos cortes. A entidade argumenta que a Lei 10.848/2004 assegura ressarcimento e que a regulamentação atual é restritiva, pois só remunera depois de 30 horas e 30 minutos de interrupção.
Marcos Rogério citou números para dimensionar a conta que chega ao usuário final. Calcula que, nos últimos cinco anos, o conjunto de subsídios e tributos associados às políticas do setor terá impacto superior a R$ 200 bilhões nas faturas. Ele também lembrou que a conta do chamado risco hidrológico — o GSF — pode somar R$ 45 bilhões em dez anos. O recado principal foi direcionado ao desenho de qualquer saída para o curtailment: repassar custos automaticamente ao consumidor, disse o senador, não resolve o problema e ampliaria a pressão tarifária.
Ponto central: prazo, complexidade e próximos passos
A avaliação de que “o prazo é curto” para endereçar os cortes de geração dentro da MP 1304 guia a estratégia da CI. Medidas Provisórias têm rito acelerado, com número limitado de sessões para análise e emendas. Temas que mexem em contratos, regras de despacho e repartição de riscos costumam exigir estudos técnicos, simulações e validação com reguladores e o operador do sistema. Por isso, a comissão optou por aprofundar o diagnóstico e, em seguida, levar propostas consolidadas aos órgãos responsáveis pela regulação e pela operação da rede.
A próxima audiência, ainda a ser agendada, deverá reunir Aneel, ONS, associações de geradores, distribuidoras e comercializadores. A meta é testar caminhos viáveis: ajustes infralegais, reinterpretação de normas vigentes e eventuais mudanças pontuais em decretos. O foco é reduzir perdas para os empreendedores sem criar um efeito colateral de alta imediata nas contas de luz. O presidente da CI afastou, por enquanto, a hipótese de um projeto de lei, indicando que há margem para soluções regulatórias e operacionais no curto prazo.
O que é curtailment e como afeta os geradores
Curtailment é a redução obrigatória da produção de uma usina por determinação do operador do sistema elétrico. O corte pode ocorrer quando há restrições na rede de transmissão, quando a segurança do sistema exige limitar injeções de energia em determinados pontos ou quando regras de despacho priorizam outras fontes. Para eólicas e solares, que dependem da disponibilidade de vento e irradiação, curtailment significa deixar de produzir mesmo quando há recurso natural e capacidade técnica para gerar.
Na prática, cada hora cortada representa energia não vendida e receita menor para o empreendedor. Em projetos financiados com base em projeções de geração, cortes acima do esperado pressionam o fluxo de caixa e estressam indicadores financeiros. O problema não se restringe a novos empreendimentos: parques em operação há anos podem ser impactados por mudanças de topologia da rede, entrada de novas usinas na mesma região ou contingências que reduzam a capacidade de escoamento.
Base legal e regras atuais: o que dizem lei, decreto e regulação
Entidades do setor citam a Lei 10.848/2004 e o Decreto 5.163/2004 como fundamentos do direito ao ressarcimento em casos de restrição imposta pela operação do sistema. A crítica apresentada na CI é que a regulamentação infralegal teria estreitado o alcance desse direito, remunerando apenas cortes prolongados. Representantes da Absolar afirmaram que, conforme as regras atuais, somente após 30 horas e 30 minutos de interrupção é que se reconhece compensação, o que deixaria a maior parte das perdas sem cobertura.
A controvérsia também envolve critérios de cálculo, prazos de liquidação e quem arca com a conta final. Quando há ressarcimento, os recursos podem vir de mecanismos setoriais, que depois são refletidos nos processos tarifários. Associações de geradores defendem que a recomposição deve ser previsível e aderente ao risco intrínseco de cada tecnologia, sem transferir tudo ao usuário final. Distribuidoras e consumidores, por sua vez, cobram que qualquer ajuste preserve modicidade e estabilidade de tarifas.
O que está na MP 1304/2025 e por que o tempo pesa
A MP 1304/2025 chegou ao Congresso em meio a uma agenda carregada de medidas com impacto direto nas contas de luz. O debate sobre curtailment foi acoplado ao texto por emendas e sugestões de atores do setor que buscavam uma resposta rápida para perdas recorrentes em regiões com saturação de rede. O presidente da CI considera que inserir uma solução ampla dentro do cronograma da MP, sem debates técnicos consolidados, pode gerar insegurança jurídica e, no limite, elevar custos em vez de reduzi-los.
A lógica do “tempo curto” é simples: mudanças estruturais em regras de despacho, critérios de ressarcimento e partilha de riscos pedem estudos, testes e compatibilização com contratos existentes. Sem essa etapa, a chance de judicialização cresce. A alternativa defendida na comissão é amadurecer propostas no âmbito regulatório, onde ajustes podem ser calibrados por resoluções e procedimentos, com maior flexibilidade para correções rápidas e alinhamento com o ONS.
Quanto pesa na conta: números citados no debate
Segundo Marcos Rogério, o conjunto de subsídios e tributos vinculados a políticas do setor elétrico representou, nos últimos cinco anos, impacto superior a R$ 200 bilhões nas contas dos consumidores. O senador também estimou que o GSF, associado a períodos de menor afluência hídrica e desequilíbrios entre energia assegurada e energia efetivamente gerada, deve chegar a R$ 45 bilhões em uma década. Os números, apresentados como estimativas, foram usados para sustentar a tese de que soluções para o curtailment não podem se resumir a “passar a conta adiante”.
A preocupação é que uma compensação automática e sem calibragem acabe incorporada às tarifas, acentuando pressões já existentes. Para evitar esse efeito, a CI quer identificar fontes de financiamento, critérios de elegibilidade e limites que estimulem eficiência. Na mesa, está a construção de instrumentos que priorizem mitigação e prevenção de cortes, antes de acionar ressarcimentos mais amplos. Isso inclui, por exemplo, estabelecer gatilhos operacionais e parâmetros claros para quando e como a compensação deve ocorrer.
Argumentos das associações: compensação, elegibilidade e previsibilidade
A Absolar defendeu publicamente a compensação financeira pelos cortes de geração. A entidade sustenta que os agentes cumpriram exigências de outorga, construíram os empreendimentos e enfrentam hoje restrições não previstas em escala, com impacto relevante sobre receitas. A crítica central é à linha de corte atualmente adotada. Se apenas interrupções superiores a 30 horas e 30 minutos são remuneradas, afasta-se a maior parte dos eventos práticos, que costumam ser curtos, repetidos e cumulativos ao longo do mês.
Associações de eólica e outras fontes têm buscado unificar a posição para ampliar a elegibilidade do ressarcimento e criar previsibilidade regulatória. O desenho de qualquer mecanismo, porém, esbarra na definição de quem financia a compensação e sob quais limites. Distribuidoras apontam que aumentos de encargos tendem a ser repassados ao usuário final nos reajustes. Consumidores pressionam por modicidade e por soluções que ataquem a causa dos cortes — saturação de rede, procedimentos operativos e sinalização locacional — antes de ampliar coberturas financeiras.
Caminhos em discussão: medidas regulatórias e operacionais
A expectativa é que parte relevante da resposta venha de ajustes regulatórios e operacionais. Entre as possibilidades, estão o refinamento de critérios do ONS para ordenar cortes quando inevitáveis, a priorização de empreendimentos com contratos de maior rigidez e a adoção de janelas de programação mais finas, que reduzam a perda de energia por descompasso entre previsão e despacho efetivo. Essas mudanças buscam diminuir a incidência de curtailment e, quando ele ocorrer, torná-lo mais equitativo entre agentes.
Outra frente é a padronização de regras de medição e de cálculo da energia cortada. Relatórios consistentes e auditáveis reduzem litígios e dão base para qualquer compensação. Por fim, há o debate sobre sinalização econômica: encargos locacionais, tarifas de uso da rede com diferenciação temporal e incentivos à implantação de sistemas de controle e previsão mais precisos. O objetivo é alinhar decisões de investimento com a capacidade real de escoamento, evitando concentrações que resultem em gargalos recorrentes.
Técnicas para mitigar cortes: do planejamento à operação em tempo real
Medidas preventivas começam antes da conexão. Estudos de conexão mais rigorosos, que considerem cenários de contingência e a simultaneidade de geração em clusters, reduzem surpresas pós-entrada em operação. Em regiões com forte concentração de usinas, exigências adicionais de controle podem ser colocadas como condição de acesso, incluindo capacidades de limitar rampa, participar de controle de tensão e comunicação em tempo quase real com os centros de operação. Essas capacidades dão flexibilidade ao operador para evitar cortes totais em momentos críticos.
Na operação, a precisão de previsões meteorológicas aplicadas à geração intermitente é determinante. Modelos mais apurados de curto prazo — intradiário e hora a hora — ajudam a planejar o despacho térmico e o intercâmbio entre regiões, reduzindo a necessidade de cortes abruptos. Procedimentos que permitam reduzir parcialmente a produção de vários parques, em vez de desligar poucos por completo, repartem o impacto e preservam mais energia comercializável. A calibração desses mecanismos deve ser transparente e replicável para evitar disputas.
Compensação: parâmetros possíveis e travas de segurança
Se houver avanço em um mecanismo de compensação, a tendência é que o desenho traga travas. Limites mensais por usina, tetos por evento e validação de dados pelo ONS são exemplos citados por agentes. A elegibilidade pode considerar apenas cortes determinados por restrições da rede ou por necessidade sistêmica, excluindo interrupções por manutenção ou indisponibilidade da própria usina. Outra variável é a referência de preço para valorar a energia não gerada, seja preço de contrato, preço médio de mercado ou um indicador setorial específico.
Um ponto sensível é a origem dos recursos. Opções discutidas vão de ajustes em encargos existentes a fundos transitórios, com sunset definido e revisão periódica. A ideia de cobrar de todos os consumidores é a mais contestada. Setores industriais pressionam por previsibilidade e previsões plurianuais de impacto. Para reduzir o risco de distorções, pode-se condicionar a compensação a metas de redução de cortes, responsabilizando a gestão da rede e incentivando contratos que distribuam melhor os riscos entre geradores e compradores.
GSF, contratos e a experiência de crises anteriores
O histórico do setor com o GSF serve de alerta. O desequilíbrio entre a energia garantida pelos contratos e a energia efetivamente entregue por usinas hidrelétricas gerou uma longa disputa judicial e negociações para recompor perdas. Esse precedente é lembrado para evitar uma nova rodada de incerteza jurídica. Ao propor que o curtailment seja enfrentado preferencialmente no campo operacional e regulatório, a CI busca reduzir a chance de um contencioso amplo que, no fim, volte a pressionar tarifas.
Contratos de compra e venda de energia costumam ter alocações específicas de risco. Quando eventos sistêmicos tornam frequentes as restrições, agentes defendem ajustes finos nas cláusulas padrão e nos procedimentos do ONS para compatibilizar obrigações contratuais com a realidade do despacho. Essa compatibilização tende a ser mais rápida pela via regulatória, com audiências públicas e fases de teste, do que por mudanças legislativas amplas com impactos imediatos e pouco espaço para calibragem.
Papel de Aneel e ONS: coordenação, dados e transparência
A estratégia delineada na CI mira Aneel e ONS como protagonistas da solução. À Aneel caberia ajustar resoluções, padronizar procedimentos, definir critérios de medição e, se necessário, criar mecanismos compensatórios com consultas públicas e avaliações de impacto regulatório. Ao ONS, cabe aperfeiçoar modelos de previsão, protocolos de segurança e a lógica de despacho que, quando precisar cortar, o faça de forma proporcional e justificada, sempre com divulgação tempestiva de dados de restrição por região e por usina.
Transparência é fator-chave para reduzir conflitos. Relatórios mais detalhados sobre quando, por que e quanto cada unidade foi cortada ajudam a auditar decisões. Painéis públicos com séries históricas e indicadores de desempenho permitem avaliar se as medidas estão funcionando. Essa governança de dados facilita também a construção de instrumentos financeiros que cubram parte do risco de corte, desde que baseados em métricas reconhecidas e em metodologias estáveis.
Aonde os cortes se concentram e o que isso revela sobre a rede
Os relatos de agentes apontam maior incidência de restrições em áreas com forte expansão de eólicas e solares e com escoamento dependente de linhas longas ou transformadores já carregados. Esse padrão indica a necessidade de reforços e de melhor coordenação entre a entrada de novas usinas e a disponibilidade de rede. Onde a rede é mais robusta, o curtailment tende a ser pontual; onde há gargalos, pode ser recorrente e exigir medidas de controle desde a conexão.
Além da infraestrutura física, procedimentos operativos influenciam a frequência de cortes. Em momentos de manutenção programada ou contingências simultâneas, a margem de manobra do operador diminui. Se a programação não antecipa esses cenários, o remédio é cortar. Melhorar a previsibilidade das intervenções e comunicar impactos esperados com antecedência colabora para que agentes ajustem a produção, contratem cobertura e minimizem perdas.
Investimentos e financiabilidade: como o risco de corte entra na conta
Bancos e investidores precificam riscos. Quando o curtailment cresce e não há horizonte claro de mitigação, spreads aumentam e a taxa de retorno exigida sobe. Projetos em desenvolvimento podem travar ou migrar para áreas com menor risco de restrição, mesmo que isso eleve custos de terreno ou de conexão. Para reverter essa tendência, o mercado busca regras que tornem o risco mensurável e, quando possível, transferível via instrumentos contratuais ou coberturas específicas.
A previsibilidade regulatória ajuda na financiabilidade. Critérios objetivos para a gestão de cortes e, quando aplicável, para a compensação, permitem modelar cenários de estresse em contratos de financiamento. Esse efeito é particularmente relevante em projetos alavancados, que dependem de covenants sensíveis a variações de receita. Sem um mínimo de estabilidade nas regras, o custo de capital tende a subir e o cronograma de implantação atrasar.
Consumidor no centro: quem paga a conta de cada solução possível
Uma das frases que marcaram a audiência foi a crítica a “resolver” o problema transferindo custo integral ao usuário final. A experiência recente mostra que encargos criados para cobrir riscos específicos tendem a se acumular nos reajustes anuais. Por isso, o desafio é calibrar instrumentos que preservem o serviço e a expansão da oferta sem ampliar a pressão tarifária. Na prática, isso significa priorizar medidas que diminuam a necessidade de corte, compartilhem perdas de forma equilibrada e só acionem compensação financeira quando não houver alternativa operativa.
A discussão sobre fontes de recursos não é meramente contábil. Dependendo do desenho, a sinalização dada aos investidores e aos consumidores pode incentivar comportamentos mais alinhados à realidade da rede. Encargos locacionais, por exemplo, são vistos por parte do mercado como ferramentas para orientar novos projetos a áreas com maior capacidade de escoamento. Já compensações automáticas, sem contrapartidas, podem estimular decisões que desconsiderem limites físicos do sistema.
Judicialização: o que dizem as ações e como evitar novos contenciosos
Absolar e outras associações informaram manter ações na Justiça para reconhecer a compensação de cortes independentemente do tempo de interrupção. A via judicial busca uniformizar entendimento e dar resposta a perdas consideradas relevantes. Ao mesmo tempo, há consciência de que decisões judiciais podem demorar e, quando generalizadas, impor custos imprevisíveis ao conjunto do setor. A saída regulatória, por outro lado, permite calibrar no tempo, com consultas públicas e testes que revelem efeitos colaterais antes de uma aplicação ampla.
Para reduzir a chance de novos contenciosos, especialistas sugerem regras claras, transição bem definida e respeito a contratos vigentes, com mecanismos de adesão voluntária quando houver alterações significativas. A previsibilidade de cronogramas, inclusive para a entrada em vigor de eventuais ajustes, também reduz disputas. O objetivo é que a política pública alcance o resultado pretendido sem provocar um ciclo de litígios que paralise investimentos ou pressione tarifas.
Perguntas e respostas: principais dúvidas sobre cortes de geração
Quando ocorre o curtailment? Em geral, quando a rede não consegue escoar toda a energia disponível numa área ou quando a segurança do sistema exige limitar a produção. O ONS decide com base em critérios técnicos e em procedimentos homologados pela Aneel. Por que parques com alta disponibilidade sofrem? Porque a decisão não considera apenas a capacidade individual da usina, mas o conjunto da rede e a concentração de empreendimentos no mesmo ponto de conexão ou corredor de transmissão.
Quem paga por eventuais compensações? Depende do modelo adotado. Em alguns casos, a recomposição pode vir de mecanismos setoriais e chegar ao usuário final nos processos tarifários. Por isso o debate na CI ressalta travas, limites e critérios de eficiência. O que muda com ajustes operacionais? Com sinais locacionais e programação mais fina, a tendência é reduzir a frequência de cortes e distribuir melhor o impacto, preservando mais energia comercializável e diminuindo a necessidade de compensações robustas.
Glossário: termos citados no debate da CI
Curtailment: redução compulsória da produção de uma usina por ordem do operador do sistema, para garantir limites de segurança da rede ou atender a restrições momentâneas de escoamento. Pode ser total ou parcial, planejado ou emergencial. No caso de eólicas e solares, impacta diretamente a quantidade de energia vendida no período afetado.
GSF (risco hidrológico): diferença entre a energia assegurada por contratos e a energia efetivamente gerada por hidrelétricas ao longo de um período. Em momentos de menor disponibilidade hídrica, esse descompasso gera custos que precisam ser distribuídos entre agentes, historicamente com forte impacto na litigiosidade do setor elétrico.
Cronograma político e janela de decisões
A fala do presidente da CI em 30 de setembro de 2025 deixa claro que a solução não deve vir pela via de um enxerto amplo na MP 1304. O caminho desenhado passa por novas audiências, coleta estruturada de contribuições e remessa de propostas à Aneel e ao ONS. Esse roteiro permite amadurecimento técnico e respostas mais precisas a problemas identificados, com menor risco de efeitos não desejados nas tarifas.
A janela política é decisiva: com o calendário legislativo apertado, temas complexos encontram mais espaço quando tratados diretamente com os órgãos técnicos. A comissão pretende articular um pacote de sugestões com prazos de implementação, indicadores de avaliação e revisões programadas. A expectativa é que, dessa forma, o debate sobre curtailment avance com previsibilidade para investidores e proteção ao bolso do consumidor.
Pontos de convergência e dissenso entre os agentes
Há consenso de que cortes frequentes não são desejáveis e que regras claras trazem segurança para todos. Também há concordância sobre a importância de relatórios detalhados do ONS e de estabilidade regulatória. As divergências aparecem na divisão do risco e na forma de financiar eventuais compensações. Geradores pedem previsibilidade e recomposição quando a restrição decorre do sistema. Consumidores e distribuidoras alertam para o impacto nas tarifas e defendem que soluções priorizem a mitigação antes da indenização.
Outro ponto em que as posições variam é a utilização de sinais locacionais mais fortes. Parte do mercado entende que preços e encargos diferenciados por área ajudam a evitar concentração de projetos em regiões já saturadas. Outros temem que a medida desestimule investimentos ou crie assimetria entre agentes. O desenho final, se adotado, precisa equilibrar incentivo correto com previsibilidade de longo prazo.
Métricas para acompanhar: transparência e foco em resultados
Se a agenda avançar no eixo regulatório, algumas métricas podem indicar sucesso: redução do número de eventos de corte por região, queda do volume total de energia não escoada, diminuição do tempo médio por evento e maior previsibilidade do despacho. Esses indicadores devem ser publicados de forma acessível e com frequência suficiente para orientar decisões de operação e investimento.
Outra métrica importante é a judicialização. Menos ações e liminares sobre cortes de geração sinalizam que as regras estão claras e funcionam. Por fim, monitorar o efeito sobre as tarifas ao longo de vários ciclos de reajuste ajuda a verificar se as soluções encontradas preservam a modicidade. Transparência e avaliação contínua permitem correções de rota sem rupturas.
O que observar nas próximas semanas
A definição da pauta da próxima audiência pública na CI e a confirmação de participação de Aneel e ONS são os primeiros marcos. Outro ponto é a eventual publicação de notas técnicas ou relatórios com diagnósticos de restrições por corredor de transmissão e por submercado. Essas informações sustentam decisões sobre priorização de reforços na rede e ajustes operativos já no curto prazo.
Também merece atenção o comportamento do mercado livre e dos leilões, que refletem expectativas quanto ao risco de cortes. Mudanças em prêmios de risco, exigências de garantias e termos contratuais são sinais de como investidores e compradores estão precificando a agenda regulatória. Uma coordenação estreita entre a comissão, regulador e operador pode acelerar medidas com efeito imediato na redução de eventos de curtailment, enquanto discussões mais complexas seguem seu curso.
Última atualização em 13 de outubro de 2025
