Novo modelo prevê rateio dos cortes de geração entre usinas eólicas, solares e hidrelétricas de forma gradualA Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira (6/10) uma nova metodologia para distribuir os efeitos dos cortes de geração no Sistema Interligado Nacional (SIN), com rateio entre usinas eólicas e solares e a entrada gradual de hidrelétricas que apresentem energia vertida turbinável (EVT).
A aplicação definitiva do novo modelo ocorrerá 18 meses após a publicação da resolução, depois de uma etapa de preparação e de um período de testes.
Com isso, a decisão encerra a terceira e última fase da Consulta Pública 45/2019, aberta para definir os critérios operacionais para redução ou limitação da geração.
Pelo desenho aprovado, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) terá primeiro 180 dias para adaptar sistemas e procedimentos. Em seguida, será iniciado um período sombra de 12 meses, no qual as novas metodologias serão calculadas e seus resultados divulgados, mas ainda sem produzir os efeitos definitivos previstos pela regra.
Durante a transição, os cortes por razão energética continuam sendo distribuídos separadamente por fonte. Eólicas compartilham os efeitos dos cortes com outras eólicas, enquanto solares fazem o mesmo entre si. Encerrado o período, a metodologia passará a reunir eólicas, solares e hidrelétricas que tenham EVT.
A entrada das hidrelétricas, porém, não ocorrerá de uma só vez. No primeiro ciclo do novo modelo será considerada 25% da participação elegível dessas usinas no rateio. O percentual sobe para 50% no ciclo seguinte, 75% no terceiro e chega a 100% no quarto. A trajetória já foi definida pela diretoria e não dependerá de uma nova consulta pública ou de outra deliberação da Aneel para ser implementada.
O texto foi aprovado por maioria, com a incorporação de ajustes apresentados pelo diretor Gentil Nogueira no seu voto-vista. A relatora, Agnes Costa, alterou seu voto para acompanhar a solução proposta por Gentil. Ficou vencida a posição apresentada anteriormente pelo ex-diretor Fernando Mosna, que defendia uma nova etapa de testes antes da adoção definitiva do rateio conjunto.
A EVT, no caso das usinas hidrelétricas, representa a energia associada à água que poderia ser utilizada para produção de eletricidade, mas acaba sendo vertida. A condição foi adotada para distinguir as situações em que a hidrelétrica efetivamente deixa de aproveitar o recurso daquelas em que pode armazenar a água e gerar posteriormente.
O escalonamento foi adotado pelos diretores como uma solução intermediária para uma das principais divergências no processo. A diretora Agnes defendia originalmente a adoção do rateio conjunto depois da fase de testes, enquanto Mosna, ainda quando ocupava a cadeira de diretoria, propunha manter a segregação entre as fontes até que os resultados fossem novamente submetidos à diretoria. Com o voto-vista de Gentil, os testes foram mantidos, mas a trajetória para a adoção da nova metodologia ficou previamente definida.
Contratos de reserva também serão testados
O período sombra também será usado para avaliar um tratamento diferenciado para eólicas e solares com contratos de energia de reserva. Pela metodologia que será simulada, os efeitos dos cortes por razão energética seriam inicialmente alocados às usinas sem esse tipo de contrato. Os empreendimentos contratados como energia de reserva só seriam incluídos posteriormente no rateio.
A solução não foi incorporada como regra definitiva. A avaliação da área técnica da Aneel é que os impactos regulatórios, econômicos e operacionais ainda precisam ser testados. O tratamento diferenciado também não significa que essas usinas ficarão imunes a cortes determinados pelo ONS: a discussão diz respeito à distribuição contábil dos efeitos da restrição, e não à possibilidade de o operador reduzir fisicamente a geração. A área técnica havia apontado que a natureza dos contratos poderia justificar algum grau de preferência na ordem do rateio, sem afastar a necessidade de cortes quando exigidos pela operação do sistema.
Para cortes associados a indisponibilidades externas ou requisitos de confiabilidade elétrica, a diretoria manteve a previsão de um rateio posterior à operação. O ONS continuará escolhendo as usinas mais eficazes para aliviar determinada restrição, mas os efeitos comerciais serão depois distribuídos entre os empreendimentos considerados responsáveis pela condição que levou ao corte, utilizando parâmetros como matriz de sensibilidade e geração potencial.
A Aneel decidiu, por outro lado, retirar da CP 45 a possibilidade de reclassificar como energéticos eventos originalmente enquadrados como cortes por indisponibilidade externa ou confiabilidade elétrica. O tema será tratado no processo de revisão da Resolução Normativa 1.030/2022, que disciplina aspectos relacionados ao constrained-off e ao ressarcimento dos geradores.
A classificação feita pelo ONS também poderá ser questionada perante a Aneel em situações específicas. Antes, o agente terá de esgotar os mecanismos de revisão no próprio operador. A agência pretende limitar a análise a casos que cumpram requisitos de materialidade, representatividade e repercussão sistêmica, evitando que cada evento de curtailment seja individualmente levado à diretoria.
A norma aprovada ainda prevê tratamento específico para autoprodutores cuja geração e consumo estejam no mesmo ponto de conexão. Nos cortes por razões energéticas, a regra será atingir apenas a geração excedente ao consumo local.
A mudança na regra para os cortes futuros ocorre no momento em que o governo começa a operacionalizar outra frente relacionada ao curtailment: a compensação financeira por restrições ocorridas no passado. A CCEE divulgou nesta semana a relação das usinas eólicas e solares que manifestaram interesse em aderir ao Termo de Compromisso previsto na Portaria Normativa MME 140/2026. De acordo com o que foi aprovado na legislação no ano passado, a avaliação da elegibilidade abrange eventos ocorridos entre 1º de setembro de 2023 e 25 de novembro de 2025.
A compensação alcança cortes por indisponibilidade externa e confiabilidade elétrica, mas não os classificados como de razão energética. A inclusão na lista também não significa pagamento automático: as usinas ainda precisam assinar o Termo de Compromisso para aderir ao mecanismo e renunciar às disputas judiciais.
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