Compensação por curtailment deve beneficiar geradores a partir de 2027

As novas regras de compensação por curtailment devem beneficiar geradores eólicos e solares no Brasil, mas os efeitos financeiros mais relevantes tendem a aparecer apenas a partir de 2027, quando os valores das compensações forem efetivamente apurados e incorporados aos resultados das empresas. A avaliação foi destacada pela Fitch Ratings, que analisou os impactos da regulamentação sobre companhias e projetos de infraestrutura expostos aos cortes de geração.

O tema ganhou força após a publicação de diretrizes para operacionalizar a compensação financeira dos cortes ocorridos entre 1º de setembro de 2023 e 25 de novembro de 2025. A medida busca tratar perdas causadas por reduções de geração determinadas pelo ONS em situações de confiabilidade elétrica e indisponibilidade externa, ou seja, eventos associados à rede ou à segurança do sistema, e não a falhas operacionais dos próprios geradores.

A expectativa é que o processo beneficie empresas com portfólios relevantes em geração renovável, como Auren, Engie Brasil e Serena Geração, além de projetos de infraestrutura que enfrentaram pressões de caixa decorrentes dos cortes. Para a Fitch, o impacto será mais sensível nos casos em que o curtailment comprometeu geração, receita e indicadores financeiros de forma recorrente.

A compensação, no entanto, não elimina a complexidade do problema. Os cortes por sobreoferta de energia seguem fora do ressarcimento, preservando a lógica de que o excesso de geração em determinados momentos é um risco de mercado. Já os cortes associados a limitações de rede e confiabilidade sistêmica passam a receber tratamento próprio, em uma tentativa de equilibrar segurança operativa, previsibilidade financeira e modicidade tarifária.

Curtailment passa de risco operacional a tema financeiro

O curtailment deixou de ser apenas uma ocorrência técnica da operação do sistema e passou a ter impacto direto sobre balanços, ratings, contratos e decisões de investimento. Quando uma usina eólica ou solar é cortada, ela deixa de gerar energia que estava fisicamente disponível. Em muitos casos, isso reduz receita e obriga o gerador a cumprir compromissos contratuais por outras vias.

Esse efeito é especialmente relevante para empreendimentos com contratos de longo prazo, financiamento estruturado e alto nível de previsibilidade esperada. Projetos renováveis são financiados com base em premissas de geração, disponibilidade, receita e fluxo de caixa. Quando os cortes se tornam recorrentes, essas premissas são afetadas.

Nos últimos anos, o crescimento acelerado da geração renovável, especialmente no Nordeste, ocorreu em ritmo superior ao avanço da transmissão e da demanda em alguns momentos. Essa combinação ampliou situações de restrição, sobreoferta e necessidade de redução da geração para preservar a segurança operativa.

A Análise de Curtailment da ePowerBay se torna central nesse contexto ao permitir acompanhar eventos de restrição de geração renovável, identificar padrões regionais, avaliar usinas mais expostas e transformar dados operacionais em inteligência para investidores, geradores e comercializadores.

Captura de Tela da Ferramenta de Análise de Curtailment da Plataforma ePowerBay

Efeito financeiro deve aparecer apenas em 2027

Embora as regras representem avanço para os geradores, o impacto financeiro não deve ser imediato. O processo ainda exige envio de dados, assinatura de termos de compromisso, reapuração dos cortes pelo ONS, recontabilização dos eventos e operacionalização dos pagamentos pela CCEE. Por isso, a expectativa é que os efeitos mais concretos apareçam apenas em 2027.

Esse prazo é importante para a leitura do mercado. As empresas podem reconhecer uma perspectiva melhor de recuperação de caixa, mas os valores definitivos ainda dependem de apuração. Enquanto os montantes não forem definidos, agências de risco, investidores e credores tendem a manter cautela na avaliação dos impactos.

A Fitch indicou que suas premissas atuais de rating ainda não incorporam compensações por curtailment justamente porque os valores permanecem indefinidos. O efeito sobre projetos de infraestrutura dependerá da performance individual de cada ativo, do volume de cortes reconhecido, da forma de cálculo e do cronograma de recebimento.

Essa defasagem entre regra e caixa mostra que a solução regulatória é apenas a primeira etapa. Para os geradores, a recomposição financeira dependerá da execução operacional do processo e da capacidade de transformar diretrizes em pagamentos efetivos.

Auren, Engie e Serena aparecem entre beneficiárias

Entre os emissores corporativos avaliados pela Fitch, Auren, Engie Brasil e Serena Geração aparecem como potenciais beneficiárias da nova regulamentação. O efeito tende a ser mais relevante para a Auren, que combina exposição ao curtailment com maior pressão de alavancagem financeira.

No período de 12 meses encerrado em março de 2026, o curtailment consumiu cerca de 18% dos portfólios da Auren e da Engie Brasil e 9% do portfólio da Serena Geração, de acordo com a análise da Fitch. A agência estima que o impacto no Ebitda consolidado de 2026 poderá alcançar cerca de 17% na Auren, 9% na Engie Brasil e 12% na Serena Geração.

Esses números ajudam a dimensionar por que o tema se tornou tão relevante. Para empresas com grande participação de eólicas e solares em regiões sujeitas a restrições, o curtailment não representa apenas perda marginal. Em alguns casos, ele pode alterar indicadores de crédito, capacidade de distribuição de dividendos, planos de investimento e estratégia comercial.

A compensação pode aliviar parte dessa pressão, mas não resolve sozinha o problema estrutural. Se os cortes continuarem ocorrendo em volume elevado, o setor seguirá exposto a perdas recorrentes, mesmo com mecanismos de ressarcimento para determinadas causas.

Cortes por sobreoferta continuam fora da compensação

Um dos pontos mais importantes da regra é a distinção entre cortes compensáveis e não compensáveis. Os cortes associados a confiabilidade elétrica e indisponibilidade externa entram na base de compensação. Já os cortes por sobreoferta de energia permanecem fora do ressarcimento, por serem tratados como risco de mercado.

Essa separação busca evitar que todos os cortes sejam automaticamente transferidos para os consumidores. A lógica é preservar a modicidade tarifária e impedir que riscos de mercado, como excesso de geração em determinados horários, sejam integralmente socializados na tarifa.

Ao mesmo tempo, a distinção exige critérios claros. Na prática, pode haver situações em que sobreoferta, restrição elétrica e confiabilidade sistêmica se sobreponham. A forma como cada evento será classificado terá impacto direto sobre quem recebe compensação, quanto recebe e quem arca com o custo.

Essa é uma das razões pelas quais a rastreabilidade dos dados será fundamental. Geradores precisarão entender se o corte foi motivado por restrição de rede, requisito de confiabilidade, indisponibilidade externa ou excesso de oferta. Sem uma classificação transparente, a judicialização pode continuar.

Cálculo varia entre mercado regulado e mercado livre

A metodologia proposta diferencia a forma de valoração da energia cortada conforme o ambiente de contratação. Para a parcela vinculada a contratos no Ambiente de Contratação Regulada, a referência será o preço do contrato. Para a parcela não contratada no ACR, incluindo energia destinada ao mercado livre e excedentes, o cálculo será feito com base no PLD do submercado onde a usina está localizada.

Essa separação é importante porque os geradores possuem estratégias comerciais diferentes. Uma usina pode ter parte da energia vendida em contratos regulados, parte no mercado livre e parte exposta ao mercado de curto prazo. O impacto do curtailment varia conforme essa composição.

No mercado regulado, a compensação pode reduzir valores que o gerador deveria devolver por não atendimento contratual. No mercado livre, o PLD atua como referência econômica para valorar a energia que deixou de ser gerada por motivo compensável.

Os valores devem ser atualizados pelo IPCA desde a data do evento de corte até o pagamento, que deverá ocorrer após a assinatura do termo de compromisso e a operacionalização pela CCEE. Esse desenho busca recompor perdas passadas, mas ainda dependerá de adesão formal dos agentes e de apuração detalhada dos eventos.

Termo de compromisso busca reduzir judicialização

Para acessar a compensação retroativa, os geradores precisarão aderir a um termo de compromisso com o poder concedente. Esse termo estabelece critérios de apuração, classificação e cálculo dos cortes, além de exigir renúncia a ações judiciais ou administrativas relacionadas ao mesmo objeto.

A exigência de renúncia mostra que o governo busca transformar um conflito judicializado em uma solução administrativa. O objetivo é dar previsibilidade ao setor, reduzir disputas e evitar que o tema se arraste por anos no Judiciário.

Para os geradores, a decisão de aderir dependerá de uma avaliação econômica e jurídica. Será necessário comparar o valor potencial da compensação com as chances, prazos e custos de disputas judiciais. Empresas com maior pressão de caixa podem ter incentivo maior para aceitar o acordo, desde que a metodologia seja considerada razoável.

Para o sistema, a solução administrativa tende a ser mais eficiente do que uma multiplicação de ações individuais. No entanto, sua adesão dependerá da confiança dos agentes nos critérios de cálculo e na transparência da apuração.

Garantia física preservada melhora previsibilidade

Um dos pontos positivos destacados pela Fitch é que os cortes contabilizados não devem afetar a garantia física das usinas. Esse elemento é relevante porque a garantia física é uma referência fundamental para contratos, lastro, comercialização e previsibilidade de receita no longo prazo.

Se os cortes por curtailment reduzissem a garantia física, o impacto poderia ser mais profundo e permanente. Ao preservar essa referência, a regra evita que eventos operativos associados à rede comprometam estruturalmente a capacidade comercial dos empreendimentos.

Isso não significa que o gerador deixe de sofrer impacto de caixa quando há corte. A perda operacional continua existindo. Mas a preservação da garantia física reduz o risco de que o problema se transforme em uma penalização estrutural de longo prazo sobre a usina.

Para financiadores e investidores, esse ponto melhora a leitura de risco. A compensação pode atenuar perdas passadas, enquanto a preservação da garantia física ajuda a manter maior visibilidade sobre o fluxo de caixa futuro.

Consumidor segue no centro da discussão de custos

A regulamentação do curtailment precisa equilibrar dois objetivos: recompor perdas de geradores quando os cortes decorrem de fatores sistêmicos e evitar que a tarifa absorva riscos que pertencem ao mercado. Esse equilíbrio é delicado porque qualquer mecanismo de compensação pode gerar debate sobre custo final ao consumidor.

A proposta de compensação retroativa foi construída de forma a utilizar mecanismos de encontro de contas e redução de créditos a receber, buscando evitar aumento tarifário direto em determinadas situações. Ainda assim, o tema permanece sensível porque envolve bilhões de reais e disputa sobre quem deve pagar pelo descasamento entre geração renovável, transmissão e carga.

Esse debate será cada vez mais relevante. Se a rede não acompanhar a expansão renovável, os cortes podem continuar crescendo. Se todos os cortes forem ressarcidos, o custo pode pressionar consumidores. Se nenhum corte for compensado, geradores podem reduzir investimentos ou judicializar o tema.

O desafio regulatório é separar risco de mercado de risco sistêmico. O excesso de oferta em determinados horários precisa ser tratado de forma diferente de uma restrição de rede ou de um corte por confiabilidade elétrica. Essa distinção será decisiva para preservar investimentos sem criar custos ineficientes para a tarifa.

Transmissão continua sendo a solução estrutural

A compensação financeira trata o efeito econômico do curtailment, mas não resolve a causa estrutural dos cortes. O problema de fundo está na relação entre expansão renovável, disponibilidade de transmissão, perfil da carga e flexibilidade do sistema.

Quando há geração renovável disponível em regiões sem capacidade suficiente de escoamento, o ONS precisa cortar usinas para preservar a segurança da operação. A compensação pode recompor parte da perda financeira, mas a energia continua sendo desperdiçada. Para o sistema, o ideal é reduzir a necessidade de cortes por meio de reforços de rede, armazenamento, resposta da demanda e melhor sinal locacional.

A Avaliação de Subestações e Infraestrutura Elétrica da ePowerBay contribui para essa análise ao reunir informações sobre subestações, linhas de transmissão, capacidades disponíveis, expansões e dados operacionais. Para avaliar risco de curtailment, é necessário entender onde a rede está congestionada e quais ativos estão mais expostos a restrições.

Captura de Tela da Ferramenta de Análise de Subestações da Plataforma ePowerBay

O Mapa Interativo do Setor Elétrico da ePowerBay também permite visualizar a relação entre ativos de geração, linhas, subestações e polos de consumo. Essa visão territorial é essencial para compreender por que determinadas regiões concentram cortes e como a infraestrutura pode ser planejada para reduzir perdas.

Captura de Tela do Mapa Interativo da Plataforma ePowerBay

Linha Graça Aranha deve ajudar no longo prazo

A Fitch avalia que a redução mais estrutural dos cortes deve ocorrer a partir de 2030, com a entrada em operação de reforços relevantes de transmissão, incluindo a linha Graça Aranha. Até lá, a compensação pode aliviar pressões financeiras, mas o sistema ainda precisará lidar com limitações de escoamento e eventos recorrentes de curtailment.

Esse horizonte mostra a diferença entre solução financeira e solução física. A primeira pode ocorrer por meio de regras, recontabilização e pagamentos. A segunda depende de obras, licenciamento, equipamentos, implantação e entrada efetiva de infraestrutura em operação.

A defasagem entre geração e transmissão é um dos principais desafios da transição energética brasileira. Usinas solares e eólicas podem ser implantadas em prazos relativamente curtos, enquanto grandes obras de transmissão exigem mais tempo. Esse descasamento cria períodos de congestionamento em que o curtailment se torna mais provável.

A compensação, portanto, deve ser vista como um mecanismo de transição. Ela reduz incerteza e recompõe parte das perdas, mas precisa caminhar junto com expansão da rede e aprimoramento dos sinais econômicos para novos projetos.

Dados e rastreabilidade serão determinantes

A efetividade da compensação dependerá da qualidade dos dados. O ONS precisará reapurar os cortes, classificar os eventos, separar as causas compensáveis das não compensáveis e enviar informações à CCEE para operacionalização dos pagamentos. A CCEE, por sua vez, terá papel central na recontabilização e nos ajustes financeiros.

Esse processo exige rastreabilidade. Cada evento de corte precisa estar associado a uma causa, a um período, a um montante de energia e a uma usina específica. Em um sistema com múltiplas fontes, restrições e intervalos horários, a complexidade operacional é elevada.

A regulação do curtailment mostra que o setor elétrico está entrando em uma fase na qual dados operacionais passam a ter impacto direto sobre receita, rating, judicialização e decisões de investimento.

Novos investimentos dependerão de previsibilidade

A previsibilidade regulatória é um dos principais fatores para a continuidade dos investimentos em renováveis. Geradores, investidores e financiadores precisam saber como os cortes serão tratados, quais riscos pertencem ao empreendedor, quais riscos são sistêmicos e quais mecanismos de compensação estarão disponíveis.

A ausência de regras claras pode elevar o custo de capital, reduzir apetite por novos projetos e ampliar disputas judiciais. Por outro lado, uma regra transparente pode permitir que o risco de curtailment seja precificado de forma mais adequada nos contratos e nos modelos financeiros.

A compensação retroativa ajuda a tratar um passivo acumulado entre 2023 e 2025, mas o setor também precisará de regras para o futuro. A Aneel já discute a regulamentação dos ressarcimentos futuros e a integração com as regras de comercialização, buscando evitar hiato regulatório após a publicação da Lei 15.269.

Esse ponto será essencial para a próxima onda de projetos renováveis. Se os investidores perceberem que o risco de curtailment é mensurável, auditável e regulatoriamente tratável, o mercado tende a recuperar parte da confiança. Se a regra permanecer incerta, a expansão pode se tornar mais seletiva.

Fila de acesso ajuda a antecipar risco

A concentração de projetos renováveis em determinadas regiões pode antecipar áreas de risco para cortes futuros. Quando muitos empreendimentos buscam conexão em um mesmo corredor ou submercado, a pressão sobre a rede tende a aumentar. Se a transmissão não acompanhar, o risco de curtailment cresce.

Essa análise também é importante para compradores de energia. Consumidores livres que contratam energia renovável precisam entender o risco operacional dos ativos associados aos contratos. Em um cenário de curtailment elevado, a escolha do portfólio de suprimento deve considerar localização, conexão e exposição a cortes.

A compensação financeira reduz parte da perda para o gerador, mas não substitui uma boa decisão locacional. Projetos bem posicionados na rede tendem a ter menor exposição a cortes e maior previsibilidade operacional.

Mercado livre pode sentir efeitos na precificação

O tratamento do curtailment também deve influenciar o mercado livre. Se o risco de corte for mais bem delimitado, contratos de energia renovável podem incorporar cláusulas mais claras sobre entrega, exposição ao PLD, compensação e alocação de perdas.

Geradores que enfrentam curtailment recorrente podem buscar preços mais altos para compensar risco, enquanto compradores podem exigir maior proteção contratual. Ao mesmo tempo, a existência de mecanismos de compensação pode reduzir parte da incerteza e melhorar a bancabilidade de determinados projetos.

A referência ao PLD para energia fora do ACR também torna relevante a leitura de preço de curto prazo. Em períodos de PLD baixo, a compensação pode ter menor efeito econômico para a parcela exposta. Em períodos de PLD mais elevado, o impacto pode ser mais relevante.

Curtailment reforça necessidade de armazenamento e flexibilidade

A discussão sobre compensação também aponta para soluções estruturais além da transmissão. Armazenamento por baterias, resposta da demanda, gestão de carga, hidrelétricas flexíveis e recursos despacháveis podem ajudar a reduzir a necessidade de cortes em determinados momentos.

Quando há excesso de geração renovável em horários específicos, baterias podem armazenar parte da energia para uso posterior. A resposta da demanda pode deslocar consumo para horários de maior geração renovável. Grandes cargas, como data centers e processos industriais flexíveis, podem contribuir se forem capazes de modular consumo de forma coordenada.

Essas soluções não eliminam a necessidade de rede, mas aumentam a flexibilidade do sistema. Em uma matriz com grande participação de fontes variáveis, flexibilidade passa a ter valor econômico e operacional crescente.

A compensação por curtailment ajuda a tratar o passado e parte do presente, mas o futuro exigirá desenho de mercado capaz de valorizar recursos que reduzem cortes e aumentam o aproveitamento da energia renovável.

Perspectivas para o setor

As novas regras de compensação por curtailment representam um avanço para geradores eólicos e solares, especialmente aqueles que sofreram cortes relevantes entre setembro de 2023 e novembro de 2025 por motivos de confiabilidade elétrica ou indisponibilidade externa. A avaliação da Fitch indica que empresas como Auren, Engie Brasil e Serena Geração podem estar entre as beneficiárias, embora os efeitos financeiros devam aparecer apenas em 2027, após definição dos valores e operacionalização pela CCEE.

O mecanismo também sinaliza uma tentativa de reduzir judicialização e aumentar previsibilidade regulatória. Ao exigir termo de compromisso e renúncia a disputas judiciais sobre eventos passados, o governo busca transformar um conflito acumulado em solução administrativa. A adesão dos agentes, porém, dependerá da confiança nos critérios de cálculo, classificação dos cortes e transparência da recontabilização.

O ponto central para o setor será separar com clareza o que é risco sistêmico e o que é risco de mercado. Cortes por restrição de rede e confiabilidade podem justificar compensação. Cortes por sobreoferta seguem fora do ressarcimento, preservando a lógica de que excesso de geração em determinados horários não deve ser automaticamente transferido para a tarifa.

Nesse ambiente, ferramentas como Análise de Curtailment, Mapa Interativo do Setor Elétrico, Fila de Acesso à Rede do ONS, Avaliação de Subestações e Infraestrutura Elétrica e Mapeamento de Consumidores e Mercado Potencial, disponíveis na ePowerBay, ajudam agentes do setor a acompanhar o tema com mais profundidade e transformar dados operacionais, regulatórios e territoriais em decisões estratégicas.

A compensação financeira pode aliviar pressões de caixa e melhorar a visibilidade para investidores, mas a solução estrutural do curtailment depende de transmissão, flexibilidade, armazenamento, sinal locacional e planejamento integrado. O desafio do setor será garantir que a expansão renovável continue avançando sem desperdiçar energia limpa, sem elevar custos de forma ineficiente e sem comprometer a segurança do sistema.

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