Entre a compensação do passado e o planejamento futuro: a crise do curtailment e a geração distribuída

Ressarcimento de R$ 3 bi traz alívio pontual, mas não resolve desequilíbrio estrutural entre geração centralizada e distribuída. Primeiros cortes na GD em junho expõem necessidade de reformas, escreve Darlan Santos

Por Darlan Santos

Atualmente, o Brasil conta com aproximadamente 1.850 usinas no segmento centralizado (compostas por eólicas e fotovoltaicas) que convivem com perdas contínuas decorrentes do curtailment (cortes compulsórios de geração). O acordo proposto pelo Governo Federal para ressarcimento abrangeu cerca de 1.539 usinas — o que representa quase 90% dos empreendimentos em operação no país.

Os prejuízos estimados em mais de R$ 3 bilhões ao ano expuseram não apenas um gargalo financeiro imediato, mas sinalizaram uma guinada estrutural no processo de evolução energética que o Brasil vinha vivenciando.

O Ministério de Minas e Energia (MME) estima que o montante total a ser compensado aos geradores fique na casa dos R$ 3 bilhões. Embora o valor represente um alívio pontual para o caixa das empresas diante das perdas consolidadas, permanece a incerteza quanto a ações efetivas para mitigar o problema no longo prazo.

Mesmo no curto prazo, a perspectiva traz apreensão — especialmente para a geração eólica no Nordeste. A confirmação do fenômeno El Niño em intensidade mais severa aponta para velocidades médias de vento acima do histórico, o que indicaria uma produção recorde no segundo semestre.

O verbo “indicaria”, contudo, carrega um tom negativo: esse potencial produtivo dificilmente se converterá em receita plena devido às restrições elétricas e energéticas já conhecidas no Sistema Interligado Nacional (SIN).

Enquanto a Geração Centralizada (GC) eólica e solar acumulava prejuízos desde 2023, um setor que parecia passar ileso também fez sua estreia no rol de restrições operacionais. A Geração Distribuída (especialmente usinas de minigeração / Tipo 3) sofreu seus primeiros cortes entre 10h e 14h do dia 7 de junho de 2026. Na ocasião, o ONS solicitou um alívio de carga/geração de 1 GW; contudo, a redução verificada no sistema atingiu 2 GW.

O instrumento utilizado foi o Plano de Gestão de Excedentes de Energia na Rede de Distribuição (PGEE). Embora a operação tenha sido considerada bem-sucedida pelas autoridades e uma nova atuação estivesse sinalizada para o dia 9 de agosto, a data acabou exigindo reprogramações na eólica e na fotovoltaica centralizada. Como se observa, a compensação financeira proposta pelo governo para o passado não soluciona os desafios do futuro.

Em relação ao futuro, o que o setor espera é uma mesa de diálogo aberta com a gestão do MME. Decididamente, o Ministério redirecionou a visão da política energética nacional, capitaneada por quatro mudanças principais:

Reconhecimento dos limites da rede: O órgão passou a admitir que a expansão de eólica e solar sem o devido planejamento de armazenamento e infraestrutura de transmissão esgotou a capacidade operacional do sistema, gerando o curtailment como efeito colateral.

A grande crítica técnica a este ponto reside no fato de a regulação ter colocado no mesmo patamar conceitual a Geração Centralizada e a Geração Distribuída (GD) — sendo esta última responsável por mais de 40 GW inseridos no sistema sem sinal locacional ou controle direto de despacho pelo Operador Nacional do Sistema (ONS).

Valorização da “Energia Firme”: O Ministério defendeu abertamente a necessidade de térmicas a gás natural. Embora o sistema necessite de atributos de flexibilidade, houve fortes críticas do mercado ao volume contratado no Leilão de Reserva de Capacidade, superando 17 GW com expressiva concentração na Região Nordeste.

Estímulo aos Biocombustíveis: Houve a aprovação e implementação de marcos regulatórios estratégicos, como o Combustível do Futuro, fortalecendo vertentes como etanol, biodiesel, biometano e SAF.

Pragmatismo Energético: O governo adotou uma postura pragmática quanto à exploração de petróleo na Margem Equatorial e buscou reaproximação institucional com a OPEP+.

Para o setor renovável, é impossível desconectar os impactos dessa nova diretriz do foco em termelétricas a gás e da expansão desordenada da GD. As movimentações recentes do MME e da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) correspondem a uma tentativa urgente de conter o desequilíbrio do sistema.

O fim de subsídios históricos e a implementação do PGEE significaram o reconhecimento oficial de que o arcabouço da GD gerou instabilidades operacionais severas. A Geração Centralizada, que expandiu cumprindo rigorosamente as regras de outorga e planejamento, viu sua sustentabilidade financeira ameaçada por um modelo de GD que cresceu sem sinal locacional e à margem do despacho centralizado.

Em suma, o ressarcimento financeiro anunciado traz um alento necessário aos balanços das geradoras centralizadas, mas passa longe de resolver a equação estrutural do setor elétrico brasileiro. Para que o país retome a expansão sustentável de sua matriz limpa, é fundamental evoluir de soluções paliativas para reformas profundas de desenho de mercado.

Isso exige a implementação urgente de um sinal locacional efetivo para a minigeração, a regulamentação célere de sistemas de armazenamento por baterias (BESS) e a precificação justa dos atributos de segurança de rede.

Sem o reequilíbrio isonômico entre a Geração Centralizada e a Distribuída, o Brasil continuará jogando fora sua riqueza renovável em nome de distorções regulatórias do passado.