Consulta pública sobre compensações aos geradores em razão de curtailment: prazo se encerra amanhã

Termina amanhã, 16 de janeiro de 2026, o prazo para o envio de contribuições à Consulta Pública 210/2025 do Ministério de Minas e Energia (“MME”), que trata da minuta do termo de compromisso previsto no art. 1º-B da Lei nº 10.848/2004.  

A Lei nº 15.269, publicada em 24 de novembro de 2025, (“Novo Marco do Setor Elétrico”) prevê que o titular de outorga de geração de energia eólica ou solar fotovoltaica conectada ao Sistema Interligado Nacional (“SIN”) fará jus à compensação financeira destinada à cobertura dos custos relativos à indisponibilidade externa¹ e ao atendimento aos requisitos de confiabilidade elétrica² da operação, no período compreendido entre 1º de setembro de 2023 e 25 de novembro de 2025, mediante um termo de compromisso a ser firmado com o poder concedente.

Como contrapartida à compensação financeira, a assinatura desse termo de compromisso implica a renúncia dos geradores signatários ao direito sobre o qual se funda a ação e desistência de eventual ação judicial em curso.

O curtailment tem se intensificado nos últimos anos com a forte expansão de fontes renováveis com alta variabilidade de produção e baixa controlabilidade, em especial a partir de fontes eólicas e solares fotovoltaicas. Com isso, o fenômeno tem gerado impactos significativos no setor elétrico, especialmente para usinas eólicas e solares, que dependem da efetiva geração e disponibilização da energia gerada ao SIN para garantir sua viabilidade econômica.

Esse cenário foi agravado por uma regulação muito restritiva em relação aos eventos passíveis de ressarcimento via Encargos de Serviço do Sistema (“ESS”), conforme previsão legal do art. 1º, §10, da Lei nº 10.848/2004, regulamentada atualmente na Resolução Normativa (“REN”) nº 1.030/2022. Nos termos da regulação, somente os eventos de indisponibilidade externa que superarem uma franquia de horas anual ensejam o pagamento de ESS para cobrir a exposição financeira causada pelo corte de geração.

Todavia, apenas uma pequena parcela dos eventos de corte de geração tem recebido essa classificação, o que tem resultado em uma exposição financeira cada vez maior, comprometendo a viabilidade dos empreendimentos e preocupando agentes, investidores e stakeholders. Após tentativas de resolução do problema na esfera administrativa, sem êxito, os agentes e associações ingressaram com inúmeras medidas judiciais, o que também reforça o ambiente de insegurança jurídica para a continuidade da expansão dessas fontes renováveis no sistema elétrico.

O termo de compromisso

Nesse contexto, a medida prevista no art. 1º-B veio com o objetivo de conciliação e pacificação do tema, o que deverá ser também a meta a ser perseguida pelo Poder Concedente nas discussões envolvendo a celebração do Termo de Compromisso proposto na Consulta Pública nº 210/2025, conforme Nota Técnica nº 10/2025/DPME/SNEE.

A adesão implica concessões recíprocas: a União reconhece e ressarce o passivo financeiro de eventos anteriores à lei por questões de infraestrutura de escoamento da geração (que incluem indisponibilidade de transmissão e confiabilidade elétrica), e o agente reconhece a quitação plena e abre mão das ações judiciais sobre o tema. Ou seja, o objetivo do Poder Público é conter a judicialização em massa, que poderia comprometer a atratividade de investimentos no setor elétrico brasileiro.

Em relação ao seu conteúdo, a proposta de termo de compromisso apresenta as condições destacadas a seguir:

• Cláusula primeira – Do Objeto: define o objeto do termo, relacionado à concretização da compensação ao gerador dos custos relativos a cortes de geração ocorridos entre 01 de setembro de de 2023 e 25 de novembro de 2025 por indisponibilidade externa e por atendimento a requisitos de confiabilidade elétrica,³ independentemente do ambiente ou da modalidade de contratação e sem limitações pela garantia física ou do montante contratado, bem como para qualquer frequência e tempo acumulado de duração do corte.
• Cláusula segunda – Compensação por indisponibilidade externa: reforça o conceito já trazido na cláusula primeira e inclui motivos relacionados a atrasos em entrada em operação de instalações de transmissão externas às respectivas usinas.
• Cláusula terceira – Compensação por confiabilidade elétrica: reconhece a compensação por corte por razões de confiabilidade elétrica, nos termos do dispositivo legal, o que já significa uma vantagem em relação ao disposto na regulação. Por outro lado, o dispositivo proposto indica duas exceções não previstas no art. 1º-B⁴, descritas a seguir, o que deverá ser debatido no âmbito da consulta pública:
  • Corte decorrente de restrição ativa previamente indicada nos documentos de acesso ao sistema (“parecer de acesso”), conforme as condições operativas da rede e os cenários energéticos neles descritos, até a implementação das soluções expressamente previstas nominalmente nesses documentos. Nesses casos, o ONS deve justificar o motivo do corte, e o gerador assume os impactos na proporção da restrição indicada. Neste item, serão consideradas apenas restrições expressas quando da assinatura do CUST de cada usina afetada.
  • Corte causado exclusivamente pelo gerador por ter operado em desconformidade com os requisitos técnicos mínimos para conexão ao sistema de transmissão, desde que:
    • o motivo do corte seja devidamente justificado e publicizado pelo ONS; e
    • tais requisitos mínimos não excedam aqueles exigidos para a obtenção da Declaração de Atendimento aos Procedimentos de Rede Provisória (“DAPR/P”). Nesse item, as exigências relativas aos modelos matemáticos para a emissão do DAPR e o respectivo relatório de comissionamento não serão consideradas como requisitos mínimos.⁵

• Cláusula quarta – Não compensação pelo corte de geração por impossibilidade de alocação de geração na carga: A partir de uma análise dos vetos presidenciais quando da aprovação do Novo Marco do Setor Elétrico, o MME entendeu que cortes oriundos do excesso de oferta não fazem jus ao ressarcimento proposto, por ser esse um risco de mercado. Esse tema é, sobretudo, um dos pontos centrais da Consulta Pública 210/2025, em especial porque se espera discutir parâmetros e métricas objetivos para definir os cortes de geração que de fato foram ocasionados por excesso de geração e os que foram ocasionados por outras razões.

A proposta define excedente energético para fins de não compensação como o cenário em que “a oferta de geração do SIN superar a carga bruta do SIN (incluídas as perdas elétricas), conforme dados publicados pelo ONS apurados a cada período de meia hora”, nos termos da equação prevista na Subcláusula 4.2.

• Cláusula Quinta – Apuração dos Cortes: nesse item, o termo de compromisso traz diretrizes para a classificação dos cortes pelo ONS, prevendo uma maior granularidade temporal para a apuração e maior discretização para a classificação, inclusive critério para prevalência de classificação como indisponibilidade externa quando o corte for motivado por mais de uma razão simultânea, com a impossibilidade de discretizar cada uma.
• Cláusula sexta – Valoração da compensação: a proposta é que o gerador receba a compensação com base no (i) preço do contrato, para a parcela da usina afetada que esteja vinculada a contratos com cláusula de ressarcimento, celebrados no Ambiente de Contratação Regulada (“ACR”); e (ii) Preço de Liquidação das Diferenças (“PLD”) do submercado onde está localizada a usina afetada, para a parcela da usina que não se enquadre no item i. O cálculo dos ressarcimentos e os pagamentos serão operacionalizados pela CCEE.
• Cláusula sétima – Revisão da garantia física: O montante de geração frustrado em razão de corte de geração será: (i) considerado geração efetiva para fins de cálculo e revisão de garantia física do empreendimento do gerador; (ii) apurado como carga líquida de autoprodutores de energia elétrica.
• Cláusula oitava: Da desistência e renúncia: de acordo com a proposta, a partir do momento da assinatura do termo, o gerador renuncia o direito de discutir na via administrativa, judicial ou arbitral quaisquer compensações anteriores por eventos de restrição de geração, bem como em ações já em trâmite. O texto deixa claro que a renúncia está circunscrita ao período abrangido no termo de compromisso: de 1º de setembro de 2023 até 25 de novembro de 2025, não havendo renúncia de eventuais direitos relacionados a eventos posteriores a esse marco.

Questões adicionais

Conjuntamente à minuta do termo de compromisso, o MME colocou em consulta pública as seguintes questões correlatas ao tema e apresentas na nota técnica:

• É adequado considerar atraso de entrada em operação de instalações de transmissão externas às respectivas usinas ou conjuntos de usinas para fins de ressarcimento por indisponibilidade externa?
• A formulação matemática para o cálculo da sobreoferta de energia do SIN (“SOSIN”) reflete a realidade operativa? Como a geração hidrelétrica (“GH’) e termelétrica (“GT”) devem ser consideradas nessa formulação?
• A definição das variáveis GH e GT na fórmula do SOSIN deve considerar a geração total verificada ou apenas a geração decorrente de despacho por ordem de mérito e inflexibilidade física inevitável?
• Como tratar o despacho de segurança energética e as inflexibilidades contratuais para fins de cálculo da sobreoferta não compensável?
• A utilização do PLD horário para a compensação da parcela não contratada no ACR reflete adequadamente a necessidade de ressarcimento ou deve-se considerar metodologias alternativas, como o PLD médio anual ou um preço de referência regulatório?
• Como definir objetivamente o limite entre uma restrição estrutural prevista no Parecer de Acesso e uma restrição superveniente agravada por atrasos sistêmicos ou novas diretrizes operativas, de modo a evitar a judicialização da interpretação do termo “forma nominal” que consta na minuta de Termo de Compromisso?
• Como acomodar eventuais erros de previsão para a variável Micro e Minigeração Distribuída de Energia Elétrica (“MMGD”) no cálculo da sobreoferta de energia elétrica?
• Como considerar as exportações internacionais no cálculo da sobreoferta de energia elétrica?

A equipe de Energia e Recursos Naturais do Demarest Advogados está à disposição para prestar esclarecimentos adicionais sobre o tema.

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¹motivadas por indisponibilidades em instalações externas às respectivas usinas sejam nas (i) instalações de transmissão classificadas como Rede Básica; ou (ii) Demais Instalações de Transmissão – DITs no âmbito da distribuição. Dessa forma, esta classificação não abarca instalações de uso exclusivo ou compartilhado do gerador, sob sua gestão ou de terceiros. Nessa classificação, estariam incluídas as indisponibilidades de linhas de transmissão, transformadores, disjuntores e instalações de subestações em geral.

²motivadas por razões de confiabilidade elétrica que não tenham origem em indisponibilidades de equipamentos do sistema de transmissão. Nessa classificação, estariam incluídas as situações de redução de geração devido ao atingimento de limite de linhas de transmissão, de carregamento de equipamentos, de requisitos de estabilidade dinâmica etc.

³ A proposta traz regra mais vantajosa em relação ao disposto na regulação, ao suprimir limites relacionados à GF e montante contratado e a franquias de horas.

⁴ Essas exceções estão previstas no art. 1º, §11, da Lei nº 10.848/2004, que trata da regra geral de ressarcimento via ESS de cortes de geração por requisitos de confiabilidade elétrica, não tendo sido previstos no art. 1º-B, que trata especificamente das compensações de eventos pretéritos a ser regida pelo termo de compromisso.

⁵ Neste ponto, diante dos inúmeros geradores que têm enfrentado discussões no ONS acerca da validação dos modelos matemáticos para obtenção da DAPR/D, pode-se considerar que esse dispositivo da cláusula terceira é um sinal positivo do MME em direção a uma solução conciliatória.