A expansão acelerada de eólicas e solares no Brasil vem produzindo, nos horários de máxima geração, mais energia do que o sistema consegue absorver — seja pelos limites da rede de transmissão, seja pela demanda insuficiente nesses períodos. Para preservar a estabilidade do sistema, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) vem ordenando cortes na geração contratada — o chamado curtailment. A pergunta de fundo, que mobiliza investidores, reguladores e tribunais, é simples e tem alcance bilionário: quem paga essa conta?
A tese de que o ônus deva recair sobre o gerador, hoje em discussão no setor, é juridicamente frágil e economicamente perigosa. Transferir aos produtores de energia o custo de uma decisão de despacho que beneficia o sistema como um todo é, na prática, instituir um subsídio cruzado: alguns financiam aquilo que deveria ser pago por todos.
Para entender a controvérsia, é útil distinguir dois universos contratuais. No ambiente de comercialização — tanto nos contratos regulados decorrentes de leilões (CCEAR) quanto nos bilaterais do mercado livre — o gerador vende uma quantidade definida de energia e, em contrapartida, assume riscos próprios desse compromisso: oscilações de preço, lastro físico, hidrologia, modulação. É a lógica do mercado, e nela parte da volatilidade de receita pertence, com naturalidade, ao gerador.
Já os Contratos de Energia de Reserva (CER) têm natureza distinta: instituídos como mecanismo de segurança sistêmica, não destinam energia ao consumo imediato, mas contratam disponibilidade adicional ao Sistema Interligado Nacional. Cortes determinados por limitações da rede ou por despacho centralizado não decorrem de falha do gerador nem de risco que ele tenha contratualmente assumido. São decisões de sistema, tomadas no interesse de toda a coletividade de consumidores.
Para custos dessa natureza, o ordenamento criou um instrumento próprio: o Encargo de Serviços do Sistema (ESS), pago por todos os consumidores e expressamente previsto no art. 1º, §10, IV, da Lei nº 10.848/2004, que abrange esquemas de corte de geração e alívio de cargas. Quando se desloca esse custo para uma fração das geradoras, esvazia-se o mecanismo legal e cria-se um financiamento cruzado sem amparo normativo.
O cenário legislativo recente reforça essa leitura. A Lei nº 15.269/2025 disciplinou hipóteses pontuais de ressarcimento por curtailment em contratos do ambiente de comercialização, restritas a cortes por indisponibilidade externa e razões de confiabilidade. O Executivo vetou a extensão da compensação aos cortes por excesso de oferta. Sobre os Contratos de Energia de Reserva, a lei silenciou — e esse silêncio não autoriza transferir os custos ao gerador. O CER continua regido pela lógica de disponibilidade e pelo mecanismo do ESS, que a nova lei não reformou. Ao escolher legislar pontualmente, o Congresso confirmou que a redistribuição de encargos sistêmicos é matéria de lei, não de ato administrativo.
A questão não é nova para o Judiciário. Em 2016, o Tribunal Regional Federal da 1ª Região julgou caso análogo e firmou três premissas que continuam atuais: o Conselho Nacional de Política Energética não tem competência para impor gravames financeiros entre agentes do setor; medidas que importem em criação de subsídios devem ser submetidas ao Congresso, nos termos da Lei nº 9.478/1997; e o art. 175 da Constituição reserva à lei a definição da política tarifária e do regime das concessionárias. Em outras palavras, redistribuir o custeio do sistema por ato administrativo é matéria sensível ao controle judicial — e, em vários cenários, contestável com probabilidade relevante de êxito.
As consequências econômicas reforçam o argumento jurídico. O CER é instrumento de política pública: o Estado convoca o capital privado a construir capacidade adicional para reforçar a segurança do sistema e remunera essa disponibilidade segundo regras contratuais conhecidas. Realocar ao gerador, por ato administrativo, perdas decorrentes de cortes sistêmicos eleva o risco regulatório percebido, encarece o custo de capital nos próximos leilões de reserva e compromete a bancabilidade dos projetos. O efeito é paradoxal: ao tentar diluir sobre o investidor o ônus operacional do sistema, fragiliza-se exatamente o instrumento que sustenta a segurança que se busca preservar. Soma-se a isso uma distorção de equidade: muitas usinas de reserva sequer integram a rede básica e não têm ingerência sobre os gargalos de transmissão que motivam os cortes. Penalizá-las por restrições estruturais alheias ao seu controle é a antítese da alocação eficiente de riscos em infraestrutura.
A solução não exige reinventar o sistema, mas respeitá-lo. Custos de equilíbrio sistêmico que afetem o CER devem trafegar pelo ESS, conforme previsto em lei. Hipóteses de ressarcimento ao gerador de reserva devem ser delimitadas com clareza, restritas a casos como indisponibilidade externa comprovada. O ONS deve assegurar transparência técnica quanto aos fundamentos dos cortes, permitindo a correta classificação dos eventos. E, se reformas na alocação de encargos da reserva forem reputadas necessárias, que se façam por via legislativa ou regulatória transparente, com avaliação de impacto e respeito às expectativas legítimas de quem investiu sob as regras vigentes.
A segurança do sistema depende menos de proclamações e mais de previsibilidade contratual. Os Contratos de Energia de Reserva são o instrumento pelo qual o Estado convoca o capital privado para sustentar a confiabilidade da rede em meio à transição energética. Transferir-lhes, por via oblíqua, o ônus de decisões que decorrem da operação centralizada é sinal ruim ao mercado — e o custo dessa percepção recairá, como sempre, sobre o consumidor, na forma de tarifas mais elevadas e de uma matriz menos confiável do que a que se anuncia.
Conteúdo de caráter informativo; não constitui aconselhamento jurídico.