Regras para curtailment estão na mira dos geradores

O futuro dos cortes de geração e as novas regras de ressarcimento mobilizaram o debate no Brazil Windpower, em meio à expectativa do setor por avanços na regulação do curtailment. O painel, mediado pela advogada Camila Alves, sócia do escritório Julião Coelho, contou com o Gerente Executivo de Apuração, Análise e Custos da Operação no ONS, David Gonçalves; o diretor de Regulação da EDP, Hugo Nunes; a diretora de Regulação da Enel, Anna Paula Pacheco; e o vice-presidente da Voltalia, Márcio Trannim.

Camila Alves trouxe a dimensão do problema: entre janeiro e setembro de 2026, 70% dos cortes de geração (curtailment) foram classificados por razão energética, com estimativas apontando que esse índice atingirá 96% até 2029. Do ponto de vista normativo, a evolução do arcabouço legal introduziu tipologias específicas. Já a recente decisão da Aneel definiu a ordem de cortes no sistema, com o estabelecimento de um período de simulação de 180 dias, a partir de 6 de outubro.

Durante o debate, Gonçalves lembrou que antes do blecaute de agosto de 2023, o curtailment não era dimensionado com precisão, mas a partir de 2025 o componente energético passou a predominar entre os cortes, tendo a sobreoferta de energia como principal motivação. O especialista elogiou o período atual de transição para aplicação das regras e enfatizou o compromisso com a transparência, inclusive na criação de planos de ação em oficinas com os agentes para aprimorar os modelos de classificação de cortes.

Já Anna Paula Pacheco, da Enel, apontou que os geradores aguardam com grande expectativa a revisão da norma nº 1.030 da Aneel, que trata das restrições de operação por constrained-off para usinas eólicas e fotovoltaicas, para garantir o “remédio regulatório e a classificação corretos dos cortes”.

Setor espera redução da incerteza regulatória 

A norma citada define como o ONS deve gerenciar, classificar e apurar os cortes de geração devido a restrições na rede e como os agentes devem ser ressarcidos. O constrained-off acontece quando a planta está tecnicamente pronta para produzir, mas não consegue escoar a energia para o Sistema Interligado Nacional (SIN).

A executiva salientou ainda um agravante específico da realidade brasileira: embora cortes energéticos ocorram em diversos países, no Brasil os geradores sofrem o corte e permanecem expostos a um Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) elevado, o que, segundo ela, penalizaria desproporcionalmente os empreendimentos. O PLD é o preço da energia elétrica negociada no mercado de curto prazo, também conhecido como “mercado spot”.

Hugo Nunes, da EDP, destacou o descompasso entre a expansão da geração renovável e o crescimento da carga no país. Segundo ele, entre 2020 e 2025, foram adicionados 42 GW somente em micro e minigeração distribuída (MMGD), enquanto a demanda cresceu 12 GW no período. 

Márcio Trannim, da Voltalia, definiu sua visão como ‘realista-otimista’ e argumentou que, apesar de entraves causados por “preguiça regulatória e política”, o Brasil possui fundamentos sólidos de mercado que sustentam o investimento privado. Ele citou a dimensão do mercado consumidor, a capacidade ociosa da indústria, a demanda emergente de data centers, o respeito aos contratos e a estabilidade democrática. Segundo o executivo, o clima de incerteza extrema do passado está sendo gradualmente superado com o encaminhamento de soluções regulatórias.

Armazenamento como solução sistêmica

O uso dos sistemas de armazenamento de energia por baterias (BESS) também esteve na ordem do dia, inclusive como um mecanismo de redução do curtailment. Durante o painel “Regulação do Armazenamento de Energia: O que já avançou e o que ainda falta”, Tiago Correia, CEO da RegE Consultoria, e Dennis Bocuzzi, sócio-diretor da Alvarez Marsal, abordaram benchmarks internacionais, destacando modelos baseados em contratação de disponibilidade para viabilizar baterias como alternativa às usinas térmicas.

O debate apontou que o curtailment é um problema de dimensão sistêmica e que as baterias devem ser integradas não apenas para a mitigação de cortes via leilões de reserva de energia, mas também como ativos de infraestrutura contratados nos leilões de transmissão.

Carolyne Dias, gerente de Regulação e Relações Institucionais da Voltalia, por sua vez, alertou que a lentidão no processo de regulamentação do armazenamento corre o risco de impor barreiras regulatórias em vez de incentivos. Ela cobrou maior flexibilidade e clareza nos procedimentos de rede e autorizações de conexão junto ao ONS e defendeu que o regulador enxergue o BESS como um ativo pragmático de auxílio ao sistema, evitando exigências desnecessárias que atrasem a implantação.

Ana Carla Petti, diretora de Assuntos Regulatórios e Institucional da Comerc, enfatizou a assimetria regulatória existente, ressaltando que a associação de baterias a usinas atualmente é permitida apenas na rede de transmissão, deixando usinas Tipo III conectadas à distribuição sem incentivo econômico para instalar o BESS. Para ela, a regulação aproxima a distribuição da transmissão no momento de aplicar os cortes, mas não a aproxima no momento de mitigar os riscos.

Já Gilberto Feldman, CEO da Engeform Energia, criticou a regulação por impor amarras que impedem o uso pleno da flexibilidade operacional do BESS, o que pode inviabilizar projetos comerciais e forçar o sistema a recorrer a leilões de térmicas.