Aneel aprova rateio conjunto e inclusão gradual de hidrelétricas

A Aneel aprovou nova metodologia para distribuir os impactos comerciais dos cortes de geração (curtailment) no Sistema Interligado Nacional, combinando eólicas, solares e — de modo escalonado — hidrelétricas que apresentem energia vertida turbinável (EVT). A aplicação definitiva está condicionada a um período de transição de 18 meses, composto por 180 dias de adaptação do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e 12 meses de período sombra em que as simulações serão realizadas sem efeitos jurídicos imediatos.

Contexto

A matéria trata do modo como são alocados, na esfera regulatória e comercial, os ônus decorrentes de restrições operacionais que forçam a redução ou limitação da geração de usinas conectadas ao SIN. Desde a abertura da Consulta Pública 45/2019 vinha-se debatendo se o rateio desses efeitos deveria permanecer segregado por fonte (eólica para eólica, solar para solar) ou se deveria ser feito de maneira conjunta, envolvendo também hidrelétricas que, apesar de detentoras de reservatórios, eventualmente vertem água e deixam de aproveitar potencial gerador — a chamada EVT.

A controvérsia é relevante porque altera fluxos de receita e risco entre agentes, impacta a alocação de custos em contratos de energia e pode modificar incentivos de operação e investimento. Efetivar um rateio conjunto tem repercussões contratuais e tarifárias, e exige capacidade técnica do ONS para modelos de sensibilidade e de atribuição de responsabilidade por restrições do sistema.

O que foi decidido

A diretoria da Aneel aprovou, por maioria, a metodologia que, após um período de transição, reunirá eólicas, solares e hidrelétricas com EVT no mesmo regime de distribuição dos efeitos do curtailment. A inclusão das hidrelétricas será gradual: no primeiro ciclo será considerada apenas 25% de sua participação elegível no rateio, aumentando para 50%, 75% e alcançando 100% no quarto ciclo. Essa trajetória de entrada está previamente fixada pela diretoria e não exigirá nova consulta pública para sua implementação.

Foi previsto um cronograma de implementação composto por duas etapas: 180 dias para adaptação de sistemas e procedimentos do ONS e 12 meses de período sombra em que a metodologia será aplicada apenas em caráter simulado, com divulgação dos resultados. Durante essa transição, permanecerá a segregação de cortes por razão energética entre eólicas e entre solares; somente após o período sombra passará a vigorar o rateio conjunto que inclui hidrelétricas elegíveis.

A proposta também prevê que, no período sombra, sejam testados tratamentos específicos para parques eólicos e solares com contratos de energia de reserva: inicialmente os efeitos seriam alocados às usinas sem esse tipo de contrato, incluindo-se as contratadas como reserva em momento subsequente do rateio. Essa solução não foi transformada em regra final por ora, por depender de testes técnicos adicionais.

A decisão foi construída a partir de um voto-vista que alterou a posição inicial de alguns membros da diretoria, com a relatora acompanhando a nova solução. Manteve-se uma abordagem distinta para cortes motivados por indisponibilidades externas ou exigências de confiabilidade elétrica: o ONS continuará selecionando usinas para aliviar restrições operacionalmente, cabendo depois a distribuição contábil dos impactos com base em parâmetros técnicos como matriz de sensibilidade e geração potencial.

Base normativa e precedentes

• Lei nº 9.427/1996 (cria a Aneel) — estabelece a agência reguladora do setor elétrico e suas competências para normatizar e fiscalizar a atividade.
• Resoluções e normas internas da Aneel — regime regulatório setorial e procedimentos de contratação e contabilização da energia são disciplinados por atos normativos da agência (a resolução aprovada será o marco específico deste rateio).
• Regulamentação do ONS e procedimentos de operação do SIN — normas técnicas do ONS sobre despacho e gestão de restrições operacionais fundamentam a aplicação prática do rateio.
• Consulta Pública 45/2019 — processo administrativo de origem que consolida a evolução da proposta e as contribuições do setor.
• Princípios gerais de direito administrativo e regulatório (leis e jurisprudência administrativa) — orientam exigência de transparência, proporcionalidade e teste prévio de mudanças metodológicas que afetam agentes econômicos.

Impacto prático

• Para geradores eólicos e solares: a inclusão de hidrelétricas reduzirá, no longo prazo, a parcela relativa dos cortes incidente exclusivamente entre esses agentes; entretanto, no curto prazo haverá transição e divulgação de simulações que permitirão ajustar contabilidade e contratos.
• Para hidrelétricas com EVT: haverá obrigação de suportar parcela do impacto de curtailments comerciais, mas essa participação será escalonada, dando prazo para projeções financeiras e eventuais renegociações contratuais.
• Para compradores e mercados contratuais: alterações na expectativa de risco e alocação de custos poderão afetar preços de contratos de longo prazo e mecanismos de hedge; contratos de energia de reserva poderão receber tratamento diferenciado se os testes confirmarem menor exposição.
• Para o ONS: necessidade de atualizar modelos, sistemas de informação e procedimentos operativos para calcular matriz de sensibilidade e participação elegível, sob pena de inconsistência entre o resultado operacional e a contabilização econômica.
• Para processos em curso: agentes afetados terão material empírico (resultados do período sombra) para fundamentar impugnações, pedidos de revisão contratual ou medida regulatória complementar.

O que observar

• A aplicação definitiva dependerá da fase de testes; resultados divulgados no período sombra serão cruciais para avaliar se ajustes serão necessários antes da entrada em vigor plena.
• Questões contratuais e possíveis litígios podem surgir a partir da divulgação dos cálculos simulados, especialmente quanto à elegibilidade de EVT e à metodologia de mensuração da participação elegível de hidrelétricas.
• Riscos regulatórios para investidores: apesar do escalonamento, a medida altera expectativas de risco; decisões de modulação, eventuais compensações e critérios de transição poderão ser objeto de questionamentos administrativos e judiciais.
• Para operadores jurídicos, recomenda-se acompanhar a resolução final publicada pela Aneel, os relatórios do ONS no período sombra e eventuais atos normativos complementares que detalhem critérios técnicos e parâmetros de cálculo.

Em síntese, a Aneel optou por uma solução híbrida: combinar por fim as fontes no rateio do curtailment — reconhecendo, contudo, riscos técnicos e econômicos com uma janela de preparação e simulação que deverá orientar ajustes operacionais e jurídicos antes da eficácia plena.