A área técnica do Tribunal de Contas da União (TCU) propôs dar à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) 360 dias para revisar as regras de curtailment de usinas eólicas e solares e, no mesmo prazo, concluir a metodologia de cálculo dos custos e benefícios da micro e minigeração distribuída (MMGD).

A equipe recomendou ainda que a agência avalie, em consulta pública, mecanismos de constrained-off para a geração distribuída, incluindo cortes físicos e contábeis, além de instrumentos de sinalização tarifária.

As propostas fazem parte de uma auditoria sobre a gestão dos cortes de geração entre 2018 e 2025, concluída em 28 de agosto. O relatório foi incluído na terça-feira, 8 de setembro, pelo diretor Gentil Nogueira no processo da Aneel que revisa a Resolução Normativa (REN) 1.030 e deverá reunir o tratamento do constrained-off de eólicas, solares e hidrelétricas.

Em agosto, a Procuradoria Federal junto à agência concluiu que a nova regulamentação poderá disciplinar eventos ocorridos desde 25 de novembro de 2025, quando entrou em vigor a Lei 15.269. A lei passou a prever compensação para cortes por indisponibilidade externa e, sob determinadas condições, por confiabilidade elétrica, mantendo sem ressarcimento os cortes por razão energética.

As propostas da área técnica do TCU ainda não produzem efeitos. O relatório precisa ser analisado pelo relator da auditoria, ministro Walton Alencar Rodrigues, e pelo plenário do tribunal.

A auditoria avaliou a atuação do Ministério de Minas e Energia (MME), da Aneel, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Em 2025, os cortes de eólicas e solares chegaram a 4.241 MW médios, equivalentes a 20,6% do potencial de geração dessas fontes, ante 9,3% em 2024.

Consulta sobre cortes na MMGD

Uma das propostas da área técnica é determinar que a Aneel conclua, também em 360 dias, a regulamentação da metodologia de cálculo dos custos e benefícios da MMGD prevista na Lei 14.300/2022 e nas diretrizes definidas pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE).

O relatório também recomenda que a agência avalie e implemente, após consulta pública, soluções para integrar a geração distribuída à gestão dos excedentes do sistema. Entre as alternativas citadas estão cortes físicos e contábeis e instrumentos de sinalização tarifária.

A auditoria aponta que a MMGD passou a ter participação relevante nos eventos de restrição por razão energética, mas não há medidas regulatórias ou operativas em vigor que incluam esses consumidores nos mecanismos usados para mitigar o curtailment.

A equipe do TCU também relaciona a discussão ao sinal econômico recebido por consumidores com geração distribuída, já que não há diferença na tarifa de energia cobrada deles. A energia excedente pode ser injetada na rede durante as horas de maior produção solar, quando há mais oferta no sistema, e utilizada para compensar consumo em outros períodos.

A possibilidade de aplicar cortes à MMGD já foi analisada pela Procuradoria Federal junto à Aneel no âmbito da consulta pública 45/2019, quando o órgão jurídico concluiu que há fundamento para cortes físicos por razões de segurança do sistema e admitiu a medida também em condições ordinárias, desde que haja justificativa técnica e regulatória.

Para os chamados cortes contábeis, que envolveriam a alteração posterior de créditos referentes a energia já injetada na rede, a Procuradoria apontou limitações impostas pela Lei 14.300. Mesmo assim, a equipe do TCU entende que as alternativas devem ser analisadas em processo regulatório próprio, inclusive para que a Aneel defina os limites para sua aplicação.

Cortes de hidrelétricas também entram na revisão

A área técnica recomendou que a Aneel conclua a regulamentação das restrições de geração aplicáveis às hidrelétricas e compatibilize as novas regras com a revisão da REN 1.030.

O tema aparece nas agendas regulatórias da agência desde 2018, sem que tenha sido editada até agora uma regulamentação específica para o constrained-off das hidrelétricas. Ao TCU, a Aneel informou que pretende incorporar a discussão ao mesmo processo aberto para revisar as regras de eólicas e solares.

A auditoria comparou os cortes dessas fontes com a energia vertida turbinável (EVT), que corresponde à energia que poderia ser produzida pelas hidrelétricas, mas deixa de ser aproveitada por razões operativas. Entre outubro de 2021 e dezembro de 2025, os dois grupos somaram cerca de 208 TWh de geração não realizada, sendo 53,7 TWh em cortes de eólicas e solares e 154,3 TWh em EVT das hidrelétricas.

Segundo informações do ONS citadas no relatório, a partir de 2024 o perfil horário da EVT passou a acompanhar mais de perto a curva da geração fotovoltaica, especialmente da MMGD. A produção solar reduz a carga líquida nas horas de maior irradiação e, com isso, diminui a necessidade de geração das usinas operadas centralizadamente.

A própria Aneel reconheceu, na análise da terceira fase da consulta pública 45/2019, que o modelo atual concentra mais cortes nas hidrelétricas do que em eólicas e solares. A consulta discute os critérios de ordenamento e rateio das restrições entre as fontes.

No fim de julho, Gentil Nogueira pediu vista desse processo, que já havia recebido o voto da diretora-relatora, Agnes da Costa, e um voto-vista do então diretor Fernando Mosna. Desde então, o tema não voltou à pauta da diretoria.

Avaliação periódica de incentivos

Para o MME, a área técnica propôs a criação de um procedimento formal de avaliação periódica dos incentivos econômicos do setor elétrico, com atenção especial à expansão da MMGD.

A recomendação prevê que essas avaliações considerem os efeitos dos incentivos sobre a operação do Sistema Interligado Nacional (SIN), os impactos tarifários e a identificação dos agentes beneficiados e dos que arcam com os custos. O TCU também sugere a definição de critérios para extinção dos benefícios, metas de eficiência e procedimentos de revisão ou recalibração.

O relatório relaciona a discussão ao crescimento da oferta renovável em ritmo superior à demanda e à redução dos custos das tecnologias ao longo dos últimos anos. Também cita os efeitos da chamada “corrida do ouro”, provocada pelo fim programado dos descontos nas tarifas de uso da rede, que levou a uma concentração de pedidos de outorga de novos projetos.

Curtailment pode entrar nos modelos da EPE

A área técnica também propôs que a EPE incorpore de forma explícita e sistemática estimativas de curtailment aos modelos e documentos usados no planejamento da expansão. Outra recomendação é concluir os estudos para a criação de um indicador destinado a medir a necessidade de flexibilidade do SIN.

O relatório cita 135 GW de projetos eólicos e solares outorgados e ainda sem obras iniciadas, concentrados entre Minas Gerais e o Nordeste. Considerando também empreendimentos em construção ou operação, o volume supera 192 GW nessa região.

A EPE já havia identificado a dificuldade de planejar a expansão da transmissão diante do volume de projetos em desenvolvimento. No PDE 2031, a empresa registrou quase 180 GW em projetos que buscavam acesso ao ONS, enquanto a expansão adicional esperada de todas as fontes até o fim do horizonte do plano era de cerca de 40 GW.

Segundo a própria EPE, dimensionar a transmissão para integrar todos esses projetos exigiria capacidade para transportar 4,5 vezes a demanda de energia prevista para o país no horizonte decenal.

A empresa informou ao TCU que já desenvolve novos modelos, bases de dados e estudos para incorporar a flexibilidade e os cortes ao planejamento. A equipe de auditoria considerou, porém, que parte dessas iniciativas ainda está em desenvolvimento e que o curtailment ainda não é utilizado de forma sistemática como variável nas decisões de expansão.

A área técnica recomendou que o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) estabeleça objetivos, metas e indicadores para acompanhar os resultados das ações adotadas contra o curtailment.

Também propôs a elaboração de um plano de médio e longo prazo com atividades, prazos e responsáveis, reunindo medidas relacionadas a reforços de transmissão, resposta da demanda, sistemas de armazenamento e integração de novos consumidores.

O relatório reconhece as medidas de ampliação e reforço da transmissão, mas registra que as projeções do ONS para 2026 a 2029 indicam aumento da participação dos cortes por razão energética, especialmente sobre a geração fotovoltaica. Esses cortes decorrem do excesso de geração em relação à carga e não estão relacionados apenas à capacidade da rede.

Em uma simulação citada pelo TCU, a entrada de aproximadamente 4 GW de novas cargas reduziu o curtailment em cerca de 800 MW. Outro exercício apontou redução de 733 MW médios em 2029 com a entrada de grandes consumidores.

O BNDES informou à auditoria que espera que os cortes continuem relevantes até o fim da década e diminuam gradualmente a partir de 2030, com a entrada de novas linhas de transmissão e sistemas de armazenamento. Mesmo depois dessa redução, o banco estima curtailment entre 5% e 10% da geração potencial.

Segundo o relatório, o MME trabalha com uma referência técnico-econômica de 3% a 5% para os cortes de fontes renováveis.

TCU recomenda monitorar efeito das baterias

No caso dos sistemas de armazenamento, a área técnica recomendou que o MME acompanhe os efeitos das baterias contratadas no leilão previsto para dezembro sobre o curtailment e a flexibilidade do SIN.

O acompanhamento também deverá considerar a possibilidade de os próprios sistemas de armazenamento sofrerem restrições operativas depois que começarem a operar.

A Aneel iniciou as discussões sobre a regulamentação de armazenamento em 2020 e aprovou em junho deste ano as primeiras regras para os agentes armazenadores autônomos. Pela solução adotada, os projetos que submetam o carregamento e o descarregamento ao despacho centralizado do ONS poderão contratar o uso da rede apenas na modalidade de geração, mantendo nulo o montante contratado para consumo.

Como as primeiras regras já foram aprovadas, a equipe do TCU não propôs uma determinação imediata sobre o tema. Recomendou, porém, que a Aneel aprofunde na agenda regulatória e de modernização tarifária a discussão sobre o tratamento estrutural dos sistemas de armazenamento, especialmente dos agentes autônomos.

PLD mínimo

A auditoria também identificou uma possível frente de revisão nos parâmetros utilizados para a formação do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), mas não apresentou uma recomendação específica sobre o tema neste processo.

Em levantamento da CCEE sobre o Nordeste, 65% da energia eólica e solar cortada entre outubro de 2021 e dezembro de 2025 ocorreu em períodos em que o PLD estava no valor mínimo. Nos cortes por razão energética, a parcela chegou a 77%.

Para a equipe do TCU, há espaço para reavaliar os limites mínimo e máximo do PLD diante das mudanças na operação do sistema. O relatório cita mercados que permitem preços negativos em situações de excesso de oferta e registra que o BNDES também defendeu a avaliação da existência de um piso regulatório para o preço.

A análise dos parâmetros de formação de preços será aprofundada em outra auditoria em andamento no TCU.