RESUMO

A expansão simultânea da geração renovável centralizada e da micro e minigeração distribuída alterou profundamente a operação e a regulação do setor elétrico brasileiro. Se, por um lado, a incorporação das fontes eólica e solar contribui para a diversificação e descarbonização da matriz elétrica, por outro, impõe desafios relacionados à flexibilidade, ao equilíbrio entre oferta e demanda, à capacidade de transmissão e à gestão dos excedentes energéticos. Nesse contexto, intensificaram-se os eventos de restrição compulsória da geração, usualmente denominados curtailment. Paralelamente, a Agência Nacional de Energia Elétrica instaurou discussão regulatória destinada a disciplinar a contabilização e a reversão, em favor da modicidade tarifária, dos créditos de energia da micro e minigeração distribuída não utilizados no prazo legal de sessenta meses. Durante a consulta pública, associações representativas da geração propuseram que tais recursos fossem destinados à mitigação dos custos decorrentes do curtailment suportados por usinas centralizadas, especialmente no âmbito dos contratos regulados. O presente artigo analisa a proposta sob as perspectivas da legalidade, da modicidade tarifária, da eficiência econômica, da segurança jurídica e da adequada alocação dos riscos regulatórios. Conclui-se que a proposta não é juridicamente impossível, mas sua implementação depende da demonstração objetiva de benefício tarifário, da preservação da finalidade estabelecida no art. 13 da Lei nº 14.300/2022, da definição de critérios transparentes de elegibilidade e da vedação de transferências indiscriminadas entre ambientes regulatórios distintos. Mais do que encontrar uma nova fonte de custeio para o curtailment, o setor elétrico necessita de soluções estruturais capazes de reduzir a ocorrência dos cortes e distribuir seus riscos de maneira previsível, proporcional e tecnologicamente neutra.

Palavras-chave: curtailment; micro e minigeração distribuída; créditos de energia; modicidade tarifária; segurança jurídica; alocação de riscos; transição energética.

 

1. INTRODUÇÃO

O setor elétrico brasileiro vive uma transformação que não pode mais ser descrita apenas como expansão da oferta. Trata-se de uma alteração estrutural na forma de produzir, consumir, contratar e operar a energia elétrica.

Durante décadas, o sistema foi planejado a partir de grandes unidades geradoras, redes de transmissão extensas e consumo predominantemente passivo. A expansão das fontes renováveis variáveis e dos recursos energéticos distribuídos modificou esse desenho. A geração passou a ocorrer tanto em grandes parques eólicos e solares quanto em milhões de unidades conectadas diretamente às redes de distribuição.

Essa transição produziu benefícios ambientais, econômicos e tecnológicos. Entretanto, também revelou um descompasso entre a velocidade da expansão da capacidade instalada e a capacidade institucional, operativa e física de absorção dessa energia.

A energia renovável existe. Os empreendimentos foram autorizados, financiados, construídos e conectados. Porém, em determinados momentos, o sistema não consegue consumir, transmitir ou operar toda a geração disponível. Surge, então, o curtailment: a redução compulsória da produção de usinas aptas a gerar, determinada para preservar o equilíbrio, a confiabilidade e a segurança do Sistema Interligado Nacional – SIN.

O Operador Nacional do Sistema Elétrico reconhece que a restrição de geração se tornou uma realidade estrutural em sistemas com elevada participação de fontes renováveis variáveis. Segundo o ONS, a geração solar e eólica nem sempre coincide temporalmente com a demanda, tornando necessária a gestão técnica dos excedentes para manutenção da segurança operativa.[1]

Ao mesmo tempo, outro processo regulatório avança no ambiente da micro e minigeração distribuída – MMGD. A Lei nº 14.300/2022 determina que os créditos de energia elétrica expirem após sessenta meses e sejam revertidos em favor da modicidade tarifária, sem que o consumidor participante do Sistema de Compensação de Energia Elétrica – SCEE faça jus a compensação posterior.[2]

A Agência Nacional de Energia Elétrica instaurou consulta pública para definir como esses créditos vencidos deverão ser contabilizados e revertidos ao consumidor. No curso dessa discussão, associações representativas dos geradores apresentaram propostas para que os valores correspondentes fossem utilizados na mitigação dos custos decorrentes do curtailment de usinas centralizadas, especialmente nos contratos firmados no ambiente regulado.[3]

A proposta é intelectualmente provocadora. Em vez de simplesmente reconhecer os créditos vencidos como componentes financeiros negativos nos processos tarifários das distribuidoras, parte dos recursos poderia ser direcionada à redução de custos causados pelos cortes de geração — custos estes que, de forma direta ou indireta, também podem alcançar os consumidores.

Surge, porém, a pergunta central deste artigo:

É juridicamente e economicamente adequado utilizar recursos originados no regime da micro e minigeração distribuída para mitigar prejuízos decorrentes do curtailment da geração centralizada?

A resposta exige mais do que a comparação entre valores. Exige investigar a natureza jurídica dos créditos, o conteúdo normativo da modicidade tarifária, a relação causal entre MMGD e excedentes energéticos, os incentivos produzidos pela proposta e os riscos de utilização de recursos de um ambiente regulatório para solucionar desequilíbrios de outro.

 

2. O CURTAILMENT COMO CONSEQUÊNCIA DE UMA TRANSFORMAÇÃO ESTRUTURAL

O curtailment pode ser compreendido como a redução ou interrupção compulsória da geração de uma usina que estaria técnica e fisicamente apta a produzir energia.

Não se confunde, portanto, com indisponibilidade provocada por falha do empreendimento, manutenção ou ausência do recurso primário. No curtailment, a fonte está disponível, mas a geração é limitada em razão de uma necessidade sistêmica.

As restrições podem decorrer de diferentes fundamentos. Entre eles estão limitações na capacidade de transmissão, requisitos de confiabilidade elétrica, necessidade de manutenção dos limites de estabilidade, excesso de geração em relação à carga e dificuldades de controle da frequência.

O fenômeno não deve ser reduzido à narrativa de que “o ONS desperdiça energia”. A atuação do operador está vinculada à preservação da segurança do SIN. Quando o equilíbrio entre geração e consumo não pode ser mantido por outros recursos, o corte torna-se uma medida técnica.

Isso não significa, contudo, que suas consequências econômicas sejam irrelevantes.

Uma usina submetida ao corte deixa de produzir a energia esperada. Essa redução pode comprometer receitas, contratos de financiamento, obrigações de entrega e indicadores de desempenho. Quando se trata de energia comercializada em contratos regulados ou contratos de energia de reserva, o problema pode produzir reflexos sobre ressarcimentos, encargos e custos suportados pelo mercado.

O relatório técnico elaborado pelo ONS sobre a evolução dos cortes reconhece que a expansão da geração renovável variável e dos recursos energéticos distribuídos tornou progressivamente mais complexos o equilíbrio entre oferta e demanda, o gerenciamento dos fluxos de potência e a operação das redes de transmissão e distribuição.[4]

Em 2024, segundo o documento, as restrições de geração por razão energética totalizaram aproximadamente 4.330 GWh, equivalentes a 493 MW médios no ano. O relatório também registra que a inserção dos recursos energéticos distribuídos, especialmente da MMGD, reduz a carga líquida observada pelo operador e pode ampliar, em determinados períodos, a necessidade de restrição da geração centralizada.[5]

Essa constatação é importante, mas exige cautela interpretativa.

A MMGD pode contribuir para a redução da carga líquida percebida pelo sistema durante períodos de elevada geração solar. Isso não significa que ela seja a causa exclusiva, ou mesmo principal, do curtailment. As restrições também estão relacionadas à expansão da geração centralizada, aos limites de exportação regionais, à infraestrutura de transmissão, à inflexibilidade de outras fontes, ao perfil de consumo, à carência de recursos de armazenamento e à insuficiência de mecanismos de flexibilidade.

Atribuir o problema a um único segmento seria uma simplificação incompatível com a natureza sistêmica do setor elétrico.

O curtailment não nasceu de uma decisão isolada. É produto de uma transição energética que avançou mais rapidamente do que a infraestrutura, os sinais econômicos e os mecanismos de coordenação necessários para administrá-la.

 

3. O SISTEMA DE COMPENSAÇÃO E A NATUREZA DOS CRÉDITOS DE ENERGIA

A micro e minigeração distribuída foi inicialmente disciplinada pela Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012. Posteriormente, o regime foi ampliado e aperfeiçoado por atos regulatórios subsequentes, até alcançar tratamento legal próprio com a edição da Lei nº 14.300/2022.

O SCEE permite que a energia excedente gerada por uma unidade consumidora seja injetada na rede da distribuidora e utilizada para compensar o consumo de energia elétrica. Quando os excedentes não são integralmente utilizados no mesmo ciclo, são convertidos em créditos para compensação futura.

A própria ANEEL explica que o excedente pode ser alocado a outras unidades consumidoras, conforme a modalidade de participação no SCEE, ou transformado em crédito para compensação nos meses seguintes. Esses créditos têm validade de sessenta meses.[6]

Os créditos não devem ser confundidos com um depósito monetário mantido pelo consumidor perante a distribuidora.

A Lei nº 14.300/2022 determina que os créditos sejam apurados em termos de energia elétrica ativa. Sua quantidade não varia em razão das alterações posteriores das tarifas. Trata-se, portanto, de uma posição jurídica destinada à futura compensação de consumo, e não de um crédito financeiro com remuneração, correção ou livre disponibilidade econômica.

Essa distinção possui consequências relevantes.

Enquanto vigente, o crédito integra o regime de compensação atribuído ao consumidor participante do SCEE. Após o prazo de sessenta meses, entretanto, ele expira. O consumidor perde a possibilidade de utilizá-lo, e a própria lei determina sua reversão em favor da modicidade tarifária.

Logo, a discussão regulatória atual não envolve saber se os créditos vencidos pertencem indefinidamente ao consumidor. A legislação já respondeu negativamente a essa pergunta.

O verdadeiro debate consiste em definir:

como será calculado o valor econômico correspondente aos créditos expirados;
como as distribuidoras deverão contabilizar esses valores;
em qual momento ocorrerá sua reversão;
quais consumidores serão beneficiados;
quais mecanismos concretos podem ser juridicamente compreendidos como promoção da modicidade tarifária.

A área técnica da ANEEL propôs, na abertura da consulta, que os valores fossem reconhecidos como componentes financeiros negativos nos processos tarifários das distribuidoras. Em termos práticos, essa sistemática permitiria que os montantes fossem considerados na definição das tarifas, produzindo efeito redutor nos processos tarifários subsequentes.[7]

É nesse ponto que surge a proposta das associações de geradores.

 

4. A PROPOSTA DE VINCULAÇÃO DOS CRÉDITOS VENCIDOS AO CURTAILMENT

A Associação Brasileira de Energia Eólica – ABEEólica defendeu que os valores associados aos créditos vencidos da MMGD fossem prioritariamente direcionados à mitigação dos efeitos do curtailment em contratos regulados, como os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEARs e os Contratos de Energia de Reserva – CERs.[8]

O argumento central é que a reversão em favor da modicidade tarifária não exigiria necessariamente uma redução linear e indistinta das tarifas. Se os custos do curtailment em contratos regulados forem futuramente suportados por encargos ou repassados ao consumidor, utilizar os créditos vencidos para reduzi-los também poderia produzir benefício tarifário.

A associação reconheceu, contudo, que o mecanismo dependeria de detalhamento operacional pela ANEEL, pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e pelas distribuidoras. Também seria necessário ajustar as Regras de Comercialização e os procedimentos tarifários.[9]

A Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica – APINE apresentou contribuição com enfoque parcialmente distinto. A entidade propôs considerar recursos relacionados a instalações ou ampliações de MMGD realizadas em desacordo com as condições autorizadas pelas distribuidoras, direcionando-os à mitigação dos custos dos cortes suportados pela geração centralizada.[10]

As duas propostas não devem ser tratadas como se fossem idênticas.

A primeira discute a destinação de créditos regularmente constituídos, mas não utilizados dentro do prazo legal.

A segunda se aproxima da discussão sobre efeitos econômicos decorrentes de ampliações, instalações ou injeções realizadas em desacordo com as condições autorizadas.

No primeiro caso, trata-se de recurso cuja reversão à modicidade tarifária já foi determinada pela lei.

No segundo, existe uma dimensão adicional de conformidade regulatória, fiscalização, devido processo e eventual responsabilização do agente que alterou irregularmente as características de sua instalação.

Misturar os dois conjuntos pode prejudicar a clareza do debate. Créditos regularmente constituídos e posteriormente expirados não possuem a mesma origem jurídica de valores relacionados a condutas supostamente irregulares.

 

5. A MODICIDADE TARIFÁRIA COMO LIMITE E FUNDAMENTO DA PROPOSTA

A principal questão jurídica está no significado da expressão “revertidos em prol da modicidade tarifária”, utilizada pelo art. 13 da Lei nº 14.300/2022.

A modicidade tarifária não significa simplesmente a menor tarifa nominal possível, independentemente das demais necessidades do serviço público. Trata-se da busca por tarifas razoáveis, eficientes e compatíveis com a sustentabilidade econômica da prestação do serviço.

Sua concretização pode ocorrer por diferentes meios: redução de custos reconhecidos, ganhos de eficiência, receitas acessórias, compartilhamento de benefícios, reversão de valores aos processos tarifários ou prevenção da formação de encargos que seriam suportados pelos consumidores.

Sob essa perspectiva, a tese apresentada pelos geradores não é juridicamente absurda.

Caso seja demonstrado que determinados custos de curtailment seriam incorporados a encargos ou tarifas pagos pelo consumidor, sua mitigação poderia, em tese, atender à finalidade legal de modicidade tarifária.

Entretanto, essa conclusão não pode ser presumida.

A simples transferência de recursos para geradores atingidos pelo curtailment não é automaticamente equivalente à modicidade tarifária. É necessário demonstrar um nexo econômico verificável entre:

a) o valor destinado;

b) o custo evitado;

c) a redução de encargos ou componentes tarifários;

d) o benefício efetivamente apropriado pelo consumidor.

Sem essa rastreabilidade, o mecanismo poderá ser interpretado como uma forma de compensação setorial financiada com recursos originados no SCEE, e não como instrumento de modicidade tarifária.

Em outras palavras, não basta afirmar que o consumidor será beneficiado. É preciso provar quanto, quando e por qual mecanismo esse benefício chegará à tarifa.

Essa exigência deve ser acompanhada por transparência contábil e regulatória. Os valores arrecadados, as usinas beneficiadas, os critérios de elegibilidade, os cortes considerados e os efeitos tarifários esperados precisam ser publicamente identificáveis.

Caso contrário, o consumidor poderá financiar uma compensação cujos resultados tarifários não serão objetivamente mensuráveis.

 

6. EFICIÊNCIA ECONÔMICA E O RISCO DE INCENTIVOS INADEQUADOS

Sob a perspectiva econômica, a proposta procura utilizar um recurso já vinculado à modicidade tarifária para evitar a constituição de novos custos.

A lógica é atraente: se o curtailment em contratos regulados pode gerar ressarcimentos ou custos associados ao Encargo de Serviços do Sistema – ESS, empregar os créditos vencidos na redução desses valores poderia evitar que a conta reaparecesse posteriormente na tarifa.

Todavia, eficiência econômica não se resume à existência de recursos disponíveis.

Uma política regulatória eficiente deve considerar os sinais que produz.

A compensação ampla e automática dos prejuízos de curtailment pode reduzir os incentivos para que investidores avaliem adequadamente riscos locacionais, restrições de transmissão, concentração regional da geração e compatibilidade dos projetos com a capacidade do sistema.

Da mesma forma, atribuir integralmente o risco aos geradores pode comprometer empreendimentos que foram construídos com base em autorizações, contratos e premissas de expansão reconhecidas pelo próprio planejamento estatal.

A solução adequada não está em proteger integralmente um lado e transferir todos os custos ao outro. Está na identificação das causas de cada restrição e na alocação dos riscos ao agente com melhores condições de administrá-los.

Cortes decorrentes de indisponibilidade externa, falhas ou atrasos na transmissão não possuem a mesma natureza de restrições provocadas por excesso estrutural de oferta em determinados horários.

Cortes por confiabilidade elétrica não são equivalentes a cortes por razão energética.

Empreendimentos contratados no ambiente regulado não se encontram necessariamente na mesma posição de projetos expostos integralmente ao mercado livre.

Uma solução única para situações diferentes tende a criar subsídios cruzados, contestações e incentivos distorcidos.

Nesse sentido, eventual utilização dos créditos expirados deveria observar, no mínimo:

a classificação técnica da causa do corte;
a natureza contratual da energia afetada;
a responsabilidade ou capacidade de gestão do risco por cada agente;
a existência de outros mecanismos de ressarcimento;
a demonstração de benefício líquido para o consumidor;
a proibição de dupla compensação.

Sem essas salvaguardas, a proposta corre o risco de apenas trocar o endereço contábil do problema.

 

7. A RELAÇÃO ENTRE MMGD E CURTAILMENT: CAUSALIDADE OU CONVENIÊNCIA FINANCEIRA?

Um dos argumentos presentes no debate é que a expansão da MMGD contribui para reduzir a carga líquida observada pelo ONS, especialmente durante períodos de elevada irradiância solar. Como a MMGD não é integralmente observável ou despachável pelo operador, seu crescimento aumenta a complexidade do equilíbrio entre geração e consumo.

O relatório do ONS chega a analisar cenários de rateio proporcional das restrições entre geração eólica, fotovoltaica centralizada, geração distribuída e MMGD. O documento também sustenta a necessidade de maior integração entre transmissão e distribuição, observabilidade dos recursos distribuídos e mecanismos de flexibilidade.[11]

Essa análise técnica, contudo, não autoriza a conclusão automática de que os consumidores da MMGD devam financiar os prejuízos da geração centralizada.

Em primeiro lugar, os créditos vencidos já não pertencem individualmente ao consumidor após o prazo legal. Mas sua destinação permanece juridicamente vinculada ao interesse tarifário, não à reparação genérica de qualquer custo setorial.

Em segundo lugar, a MMGD também produz benefícios que precisam integrar a análise, como potencial redução de perdas, postergação de investimentos em determinadas condições, diversificação da matriz e aproximação entre produção e consumo. Esses benefícios, evidentemente, variam conforme a localização, o horário e a configuração da rede.

Em terceiro lugar, o curtailment possui múltiplas causas. A expansão da geração centralizada em regiões com capacidade limitada de escoamento, o atraso na transmissão, a inflexibilidade operativa e a baixa elasticidade da demanda também integram o problema.

Atribuir os cortes à MMGD e, a partir daí, justificar a utilização de seus créditos expirados seria uma construção causal excessivamente simplificadora.

Na prática, a proposta pode ser economicamente útil mesmo sem uma causalidade direta entre cada crédito vencido e cada corte de geração. Nesse caso, porém, sua defesa deve se basear na modicidade tarifária e na eficiência sistêmica — e não em uma suposta responsabilidade automática da geração distribuída pelo curtailment.

Esse esclarecimento é essencial para evitar uma narrativa de conflito entre a geração centralizada e a distribuída.

As duas modalidades integram a mesma transição energética. O fracasso regulatório ocorreria justamente se o setor passasse a tratá-las como adversárias em uma disputa permanente por quem suportará os custos da modernização.

 

8. SEGURANÇA JURÍDICA E LIMITES DA INOVAÇÃO REGULATÓRIA

A segurança jurídica possui dimensão especialmente relevante em setores de infraestrutura.

Empreendimentos de geração, transmissão, distribuição e armazenamento são intensivos em capital e possuem longos prazos de implantação e retorno. As decisões econômicas são tomadas com base em contratos, autorizações, metodologias tarifárias e expectativas legítimas de estabilidade regulatória.

Isso não significa congelamento normativo.

A regulação precisa evoluir, sobretudo diante de transformações tecnológicas. No entanto, alterações relevantes devem ser precedidas de fundamentação, análise de impacto regulatório, participação dos agentes e regras de transição adequadas.

No caso dos créditos vencidos da MMGD, a própria lei atribuiu à ANEEL a tarefa de operacionalizar sua reversão à modicidade tarifária. A agência dispõe, portanto, de espaço regulatório para definir mecanismos contábeis e tarifários.

Esse espaço, contudo, não é ilimitado.

A regulamentação deve permanecer dentro da finalidade legal. Não seria legítimo destinar os recursos a políticas sem conexão demonstrável com a tarifa ou criar mecanismo que produza benefício particular sem vantagem tarifária equivalente.

Além disso, eventual mudança na valoração dos excedentes da MMGD deve respeitar a distinção entre créditos já constituídos e energia futura.

A proposta noticiada também menciona a possibilidade de criar sinal econômico relacionado ao curtailment antes da constituição dos créditos, atribuindo menor valor à energia excedente injetada em horários de maior incidência de cortes.[12]

Essa ideia possui natureza jurídica e econômica distinta da utilização dos créditos já expirados.

A criação de sinais horários prospectivos pode incentivar armazenamento, deslocamento do consumo e injeção em períodos de maior necessidade sistêmica. Contudo, não deve alterar retroativamente créditos constituídos sob regras anteriores.

A previsibilidade exige que novos sinais sejam:

prospectivos;
transparentes;
mensuráveis;
tecnologicamente neutros;
precedidos de período de adaptação;
compatíveis com os direitos e regimes de transição previstos na Lei nº 14.300/2022.

É justamente nesse ponto que a segurança jurídica deixa de ser uma resistência à inovação e passa a ser condição para que a inovação seja financiável.

 

9. O RISCO DE FINANCIAR UM PROBLEMA ESTRUTURAL COM RECEITA CONJUNTURAL

Mesmo que juridicamente viável, a utilização dos créditos expirados apresenta uma limitação evidente: sua arrecadação não guarda necessariamente correspondência temporal ou quantitativa com os custos do curtailment.

Os créditos vencem após sessenta meses. Seu volume depende do histórico de geração, consumo, compensação e gestão das unidades participantes do SCEE.

O curtailment, por outro lado, varia conforme a carga, a expansão da geração, as condições operativas, a transmissão disponível, a hidrologia, os requisitos de segurança e a composição da oferta.

Portanto, não há garantia de equivalência entre a receita disponível e os custos a serem mitigados.

Isso significa que os créditos expirados podem, no máximo, funcionar como instrumento complementar. Eles não constituem uma solução permanente para o curtailment.

Transformar uma receita incerta em fonte estrutural de compensação pode criar dependência regulatória e expectativa financeira incompatíveis com a natureza do recurso.

Além disso, há uma contradição potencial.

Quanto mais eficiente for a gestão dos créditos pelos participantes da MMGD, menor tende a ser o volume de créditos expirados. Uma política pública não deveria depender da ineficiência ou da incapacidade dos consumidores de utilizar seus créditos para financiar um problema sistêmico.

O mecanismo também poderia criar um incentivo institucional inadequado: a existência de créditos vencidos passaria a ser economicamente conveniente para agentes que não participaram de sua constituição.

A solução precisa preservar o princípio de que os créditos expirados são uma consequência residual do SCEE, e não uma nova fonte permanente de financiamento do setor elétrico.

 

10. SOLUÇÕES ESTRUTURAIS PARA A REDUÇÃO DO CURTAILMENT

O debate sobre a destinação dos créditos vencidos não pode desviar a atenção das soluções capazes de reduzir a causa do problema.

O curtailment exige uma política integrada de expansão, operação e modernização do sistema.

Entre as medidas estruturais encontram-se:

10.1 Expansão e reforço da transmissão

A ampliação da capacidade de escoamento é indispensável em regiões com elevada concentração de geração renovável. O planejamento deve considerar não apenas os projetos em operação, mas também a expansão contratada, autorizada e conectada às redes de distribuição.

10.2 Armazenamento de energia

Os sistemas de armazenamento podem absorver excedentes em períodos de elevada geração e devolvê-los em horários de maior demanda. Além da arbitragem temporal, podem prestar serviços de flexibilidade, controle de frequência, reserva e suporte à rede.

Entretanto, baterias não eliminam automaticamente o curtailment. Sua viabilidade depende de sinais econômicos adequados, remuneração por serviços, regras de acesso, tributação e coordenação operativa.

10.3 Resposta da demanda

Consumidores capazes de deslocar ou ampliar o consumo em períodos de excedentes podem contribuir para reduzir cortes. Para isso, são necessários preços horários, automação, medição adequada e mercados capazes de valorar a flexibilidade.

10.4 Sinais locacionais e temporais

A expansão da geração não pode permanecer indiferente à localização e ao horário da energia produzida. Sinais locacionais mais eficientes podem orientar novos investimentos para regiões com maior capacidade de absorção.

Da mesma forma, sinais temporais podem estimular consumo, armazenamento e injeção em horários mais úteis ao sistema.

10.5 Observabilidade da geração distribuída

O ONS destaca a necessidade de integração entre os sistemas de transmissão e distribuição, com maior conhecimento sobre o comportamento dos recursos energéticos distribuídos.[13]

A observabilidade não deve ser confundida com autorização irrestrita para cortes arbitrários da MMGD. Trata-se de construir capacidade técnica para conhecer, prever e coordenar a atuação desses recursos, respeitando competências, contratos e direitos dos consumidores.

10.6 Aperfeiçoamento do planejamento integrado

A geração, a transmissão, a distribuição, o armazenamento e a demanda não podem continuar sendo analisados como compartimentos independentes.

A transição energética exige planejamento integrado. Autorizar capacidade de geração sem avaliar sua capacidade real de escoamento transfere ao futuro um risco que, posteriormente, será transformado em disputa regulatória sobre ressarcimentos.

 

11. PARÂMETROS PARA UMA EVENTUAL REGULAMENTAÇÃO

Caso a ANEEL considere juridicamente possível utilizar parte dos créditos vencidos para mitigar custos do curtailment, a regulamentação deveria atender a alguns parâmetros mínimos.

O primeiro é a comprovação da modicidade tarifária. A agência deve demonstrar, por análise econômica, que a destinação proposta produz benefício tarifário igual ou superior ao modelo de reversão direta nos processos das distribuidoras.

O segundo é a segregação contábil dos recursos. Os valores não podem ser incorporados a contas genéricas sem rastreabilidade.

O terceiro é a definição restritiva dos custos elegíveis. Não parece razoável utilizar os créditos para todo e qualquer prejuízo decorrente de corte de geração.

O quarto é a vedação à dupla compensação. O mesmo evento não pode gerar ressarcimento por diferentes mecanismos.

O quinto é a separação entre créditos expirados regulares e valores decorrentes de irregularidades. As situações possuem fundamentos jurídicos distintos.

O sexto é a periodicidade de revisão. Como o mercado e a operação estão em rápida transformação, o mecanismo deve ser reavaliado periodicamente.

O sétimo é a publicidade dos resultados. A sociedade precisa conhecer o total de créditos expirados, sua valoração econômica, a destinação dos recursos e o impacto tarifário obtido.

Por fim, o modelo não deve prejudicar o desenvolvimento de soluções estruturais. Recursos transitórios não podem substituir investimentos em transmissão, armazenamento, flexibilidade e modernização operativa.

 

12. CONCLUSÃO

A proposta de utilização dos créditos vencidos da micro e minigeração distribuída para mitigar os custos do curtailment reúne, ao mesmo tempo, racionalidade econômica e riscos regulatórios relevantes.

Sua racionalidade decorre da possibilidade de empregar recursos já legalmente destinados à modicidade tarifária para evitar a formação de novos custos que poderiam alcançar os consumidores.

Se os ressarcimentos decorrentes de cortes em contratos regulados forem financiados por encargos ou repassados às tarifas, reduzir esses custos pode, em tese, beneficiar o consumidor.

Entretanto, o benefício não pode ser presumido.

A compatibilidade da proposta com o art. 13 da Lei nº 14.300/2022 depende da demonstração de que a destinação efetivamente promoverá modicidade tarifária. Também exige critérios claros, transparência, rastreabilidade e proibição de dupla compensação.

A proposta não deve ser fundamentada em uma narrativa simplificada de que a MMGD seria responsável pelo curtailment. A geração distribuída contribui para alterar o perfil da carga líquida e aumentar a complexidade operativa, mas os cortes decorrem de múltiplos fatores, incluindo expansão da geração centralizada, limites de transmissão, baixa flexibilidade, perfil da demanda e planejamento insuficientemente integrado.

Há ainda um limite de natureza estrutural: os créditos expirados constituem receita residual, variável e temporária. Não podem ser transformados na principal fonte de financiamento de um problema crescente e permanente.

O curtailment não será resolvido por uma manobra contábil.

Ele exige expansão coordenada das redes, armazenamento, resposta da demanda, sinais locacionais e temporais, observabilidade dos recursos distribuídos e revisão dos mecanismos de alocação de riscos.

A utilização dos créditos vencidos pode integrar esse conjunto, desde que seja tratada como instrumento complementar e submetida a rigorosa demonstração de eficiência.

O setor elétrico brasileiro possui uma conhecida habilidade para redistribuir contas. Quando surge um problema, cria-se um encargo; quando o encargo cresce, procura-se uma nova receita; quando a receita se mostra insuficiente, inicia-se outra consulta pública.

A sátira revela uma realidade incômoda: frequentemente, a regulação encontra novas formas de financiar o problema antes de construir instrumentos capazes de evitá-lo.

A transição energética exige mais.

Exige que as responsabilidades sejam alocadas de acordo com a capacidade de cada agente para administrar o risco; que os consumidores conheçam os custos que suportam; que os investidores tenham previsibilidade; e que a inovação seja utilizada para reduzir — e não apenas repartir — as ineficiências do sistema.

Portanto, a pergunta regulatória não deve ser apenas se os créditos vencidos da MMGD podem financiar o curtailment.

A pergunta mais importante é:

por que o setor elétrico continua procurando recursos para pagar pelos cortes, quando deveria estar estruturando um sistema capaz de produzir, transportar, armazenar e consumir a energia renovável que incentivou a instalar?

 

FONTES:

[1] OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS. Curtailment: informações sobre a gestão de excedentes energéticos. O ONS caracteriza a restrição como medida técnica necessária à segurança e confiabilidade do SIN em cenários de elevada participação de fontes renováveis variáveis. Acesso em: 22 jul. 2026.

[2] 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 e o Programa de Energia Renovável Social. Art. 13: os créditos expiram em sessenta meses e são revertidos em favor da modicidade tarifária.

[3] MEGAWHAT. Geradores propõem usar créditos vencidos de MMGD para reduzir custos do curtailment. Publicado em 21 jul. 2026. A reportagem apresenta as contribuições da ABEEólica e da APINE ao processo regulatório da ANEEL.

[4] OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS. RT ONS DGL 0189/2025: Diagnóstico e perspectiva da evolução dos cortes de geração no Brasil. Rio de Janeiro: ONS, 2025.

[5] OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS. RT ONS DGL 0189/2025, especialmente as seções relativas à evolução das restrições por razão energética e ao impacto da inserção dos recursos energéticos distribuídos.

[6] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Micro e Minigeração Distribuída. Portal institucional da ANEEL. A página explica o funcionamento do SCEE, as modalidades de participação e o prazo de sessenta meses para utilização dos créditos.

[7] MEGAWHAT. Geradores propõem usar créditos vencidos de MMGD para reduzir custos do curtailment. Segundo a reportagem, a proposta inicial da área técnica da ANEEL consiste no reconhecimento dos valores como componentes financeiros negativos nos processos tarifários das distribuidoras.

[8] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE ENERGIA EÓLICA – ABEEÓLICA. Contribuição apresentada à consulta pública da ANEEL destinada à contabilização e reversão dos créditos de MMGD expirados. Conteúdo sintetizado a partir da reportagem da MegaWhat.

[9] MEGAWHAT. Obra citada. A ABEEólica reconhece a necessidade de detalhamento operacional pela ANEEL, CCEE e distribuidoras, além de eventuais alterações nas Regras de Comercialização e nos procedimentos tarifários.

[10] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DOS PRODUTORES INDEPENDENTES DE ENERGIA ELÉTRICA – APINE. Contribuição relacionada à utilização de recursos associados a instalações ou ampliações de MMGD realizadas em desacordo com as condições autorizadas. Conteúdo sintetizado a partir da reportagem da MegaWhat.

[11] OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS. RT ONS DGL 0189/2025, seção 4.4.2, relativa ao cenário de rateio proporcional das restrições entre geração centralizada, geração distribuída e MMGD.

[12] MEGAWHAT. Obra citada. A contribuição da ABEEólica também menciona a possibilidade de valoração diferenciada da energia excedente antes da constituição dos créditos, com sinais econômicos relacionados aos períodos de maior incidência de curtailment.

[13] OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS. RT ONS DGL 0189/2025. O relatório destaca a necessidade de integração eficiente entre os sistemas de transmissão e distribuição e de aprimoramento da observabilidade e controle dos recursos energéticos distribuídos.