Por Lucas Sampaio Santos, advogado e sócio de Arruda Alvim & Thereza Alvim Advocacia
Recentemente, o Operador Nacional do Sistema Elétrico acionou pela segunda vez no ano o mecanismo emergencial de redução da geração conectada às distribuidoras. Foram atingidas usinas do Tipo III — pequenas centrais hidrelétricas, biomassa e fontes eólicas e solares de menor porte. O acionamento usou instrumento distinto dos cortes impostos diretamente à geração centralizada, mas respondeu ao mesmo desequilíbrio dos cortes por razão energética: oferta superior à carga. Como essas usinas não estão sob despacho direto do ONS, a execução dependeu das distribuidoras. O episódio mostrou que a sobreoferta já havia transbordado o perímetro da geração centralizada.
Cortar geração deixou de ser evento excepcional. Virou rotina operativa. E rotina operativa, no setor elétrico, mais cedo ou mais tarde vira cláusula contratual.
O regime de reparação, contudo, não acompanhou esse movimento — e o descompasso é maior do que aparenta. A Lei nº 15.269/2025 reconheceu o direito ao ressarcimento de cortes ocorridos entre 1º de setembro de 2023 e 25 de novembro de 2025, e a Portaria Normativa MME nº 140/2026, publicada em 21 de julho, disciplinou o mecanismo. A cobertura, porém, alcança apenas duas categorias: indisponibilidade externa e confiabilidade elétrica. A sobreoferta — o corte por razões energéticas — foi expressamente excluída.
Essa exclusão contrasta com o diagnóstico do próprio Operador. No RT DGL-ONS 0189/2025, o ONS projeta que, em 2029, as restrições por razões energéticas responderão por cerca de 96% do total. Se todos os empreendimentos com CUST assinado entrarem em operação, o curtailment médio deve superar 10% da geração eólica e ultrapassar 20% da fotovoltaica — números que, como o estudo ressalva, não incorporam restrições locais e podem estar subestimados. Segundo a apresentação do PEN 2026, os cortes por confiabilidade — uma das duas categorias indenizáveis — devem recuar de 500 MW médios em 2027 para 240 MW médios em 2030. Já os cortes por razões energéticas podem atingir cerca de 40 GW nos momentos de maior restrição, em todos os anos do horizonte. O volume total pode até diminuir; a composição, porém, torna-se menos favorável ao gerador. O mecanismo de compensação cobre a categoria que encolhe e deixa de fora a que predomina.
Daí a importância de como cada hora de corte é classificada. A Portaria nº 140/2026 fixou a prevalência para as janelas horárias em que mais de uma causa se verifica: indisponibilidade externa; subsidiariamente, confiabilidade elétrica; e, de forma residual, sobreoferta. Isso resolve o conflito normativo, não o problema prático. A classificação é feita pelo ONS, com base em dados operativos cuja formação e visibilidade nem sempre estão sob o controle do gerador. Para fins de compensação, uma hora enquadrada como sobreoferta fica fora do universo indenizável.
Há ainda uma exclusão que costuma passar despercebida. Não são compensados os cortes decorrentes de indisponibilidade em instalações de uso exclusivo ou compartilhado do próprio gerador, mesmo quando a gestão esteja terceirizada. A ressalva puxa para dentro da discussão os contratos de operação e manutenção e a alocação de responsabilidade pela disponibilidade dos equipamentos.
O calendário torna tudo isso urgente. O prazo de manifestação preliminar de interesse encerrou-se em 10 de agosto. Essa manifestação, porém, não vincula. O que vincula é o termo de compromisso, cuja assinatura implica renúncia irrevogável e irretratável ao direito de discutir as compensações abrangidas e desistência de eventual ação judicial em curso. Para quem já litiga, a Portaria exige a apresentação ao Poder Concedente, em até dez dias da assinatura, de cópia da petição protocolada em juízo. Considerados os prazos máximos contados da publicação da Portaria, a atualização das informações poderá se estender até 18 de dezembro de 2026. O ONS deverá publicar a base até 18 de março de 2027, abrindo-se então o prazo de dez dias para contestação. Só depois da formação da base final a CCEE divulgará os montantes individuais, em prazo estimado até 28 de maio de 2027. A escolha de aderir virá depois. A oportunidade de influenciar os dados vem antes.
Quem atravessar as etapas de atualização e contestação sem base probatória organizada chegará à decisão sobre o termo olhando apenas para o número apresentado. Ordens do ONS, dados de operação, duração e escopo dos comandos, pareceres de acesso, contratos de conexão, registros anemométricos ou solarimétricos, histórico de disponibilidade e estimativas de geração frustrada precisam ser reconstituídos agora.
A quantificação abre uma segunda frente. Mesmo nos eventos cobertos, o valor depende de estimar a energia que teria sido produzida, o que envolve recurso eólico, curva de potência dos aerogeradores, indisponibilidade das unidades, perdas internas e o método de construção do cenário contrafactual. Divergências que parecem meramente técnicas movimentam cifras relevantes.
Os efeitos não se esgotam na relação com o ONS e a CCEE. A geração frustrada repercute em contratos de compra e venda de energia, estruturas de autoprodução, financiamentos e contratos de O&M. Em muitos PPAs celebrados antes da intensificação do curtailment, não está claro se um corte por sobreoferta configura ato de autoridade, risco de rede ou risco de geração assumido pelo vendedor. A resposta define quem arca com a exposição ao mercado de curto prazo e com a energia necessária para honrar a posição contratada. Referências genéricas a força maior, atos do poder público ou limitações da rede não identificam quem suporta cada espécie de corte, como se calcula a energia frustrada nem quais documentos devem ser produzidos.
Para o futuro, o desenho segue aberto. A Portaria resolve apenas o passivo relativo aos cortes ocorridos até 25 de novembro de 2025. O tratamento dos eventos posteriores permanece em debate na ANEEL, inclusive no âmbito da Consulta Pública nº 45/2019 e da revisão da Resolução Normativa nº 1.030/2022. Entre os pontos sensíveis está o critério de elegibilidade para o rateio dos cortes elétricos: pela proposta, a energia não gerada só seria computada se pudesse ter sido absorvida pela carga do SIN na ausência da restrição. Em manifestação conjunta apresentada em julho, ABEEólica, ABSOLAR, APINE e ABIAPE pediram à ANEEL a supressão do conceito, por considerá-lo insuficientemente amadurecido e capaz de afetar potenciais direitos ao ressarcimento. Aplicar esse critério transfere ao gerador o ônus de provar uma condição contrafactual do sistema. O critério decidirá, em cada evento, se a energia cortada entra no rateio e quem suporta a perda correspondente.
As próximas disputas sobre curtailment não se limitarão à existência do corte. Vão se concentrar em sua causa, nos dados que sustentam a classificação e na parte que, sob os contratos do projeto, assumiu aquele risco. A base que orientará a compensação está sendo formada agora. Participar não garante resultado favorável. Ficar fora dessa etapa significa chegar à renúncia com o registro que outros construíram.
