O Ministério de Minas e Energia (MME) emitiu a Portaria Normativa nº 140/2026 regulamentando o ressarcimento retroativo (de setembro de 2023 a novembro de 2025) a empresas que sofreram cortes na geração de energia (curtailment), conforme previsto na Lei nº 15.269/2025.

A regulação faz uma clara distinção entre:

• Restrições elétricas/confiabilidade, motivadas pela saturação da capacidade de transmissão ou razões de segurança do sistema;
• Restrições energéticas, causadas pela simples ausência de demanda para absorver a energia produzida.

Conforme estabelecido pela regulação setorial e pela própria lógica dos contratos de comercialização, a frustração de mercado por falta de demanda constitui risco empresarial do gerador, não sendo passível de indenização. A regra é simples e justa: a padaria não pode cobrar pelo pão que deixou de vender porque o cliente resolveu comer biscoito.

Ocorre que, no cenário recente do Sistema Interligado Nacional (SIN), o curtailment atingiu patamares críticos — ultrapassando, em determinados momentos, a marca de 70% do potencial gerador no Nordeste e no Norte de Minas Gerais. Desse montante cortado, estima-se que cerca de metade venha sendo enquadrada na categoria de restrição energética (sem direito a ressarcimento), enquanto a outra metade é classificada como restrição de escoamento ou confiabilidade (passível de compensação via Encargo de Serviço do Sistema - ESS).

Há quem questione se a metodologia de classificação dos curtailments, que resulta em indenizar aproximadamente a metade da energia ceifada, decorre de uma análise técnico-operacional sólida da física do sistema, ou se trata de uma conveniente "meta de curtailment", moldada pelas limitações contábeis da CCEE e pelo receio do impacto tarifário ao consumidor. Pessoalmente, acredito que a classificação seja feita com base na física do sistema elétrico.

O ressarcimento total poderá ficar em cerca de R$ 3,5 bilhões, dependendo da adesão dos agentes geradores. Os recursos não sairão dos cofres públicos, mas sim de um encontro de contas na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), utilizando parte dos cerca de R$ 6 bilhões que as próprias usinas eólicas e solares devem no âmbito de suas operações.

Porém, como esse saldo devedor das geradoras intermitentes poderia ser direcionado para abater encargos setoriais (como a CDE ou o próprio ESS), trata-se de um arranjo que, no fim das contas, é custeado pelo consumidor. Utiliza-se um crédito do sistema para cobrir a indenização, abrindo mão de uma redução na conta de luz.

Uma solução mais racional seria um rearranjo regulatório que fizesse com que o preço horário da energia (PLD) pudesse flutuar livremente conforme varia o custo marginal de operação, sem estar limitado inferiormente pelo PLDmin.

Se assim fosse, nas horas em que ocorre curtailment por excesso de geração ou falta de consumo — essencialmente as horas ensolaradas e ventiladas —, o PLD seria próximo de zero e as usinas cortadas adquiririam no mercado, praticamente de graça, a energia necessária para honrar seus contratos.