Decisão do colegiado no âmbito da CP 45/2019 estabelece modelo escalonado para o compartilhamento de perdas por restrição de geração; hidrelétricas com vertimento turbinável ingressarão no mecanismo após um ano de operação sombra.
A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou nesta terça-feira (6) novas diretrizes regulatórias para a alocação dos impactos financeiros decorrentes dos cortes obrigatórios de geração, fenômeno amplamente conhecido como curtailment. Por 4 votos a 1, o colegiado determinou que os ônus associados às restrições de geração por razões energéticas passarão a ser compartilhados entre empreendimentos eólicos, fotovoltaicos e, em fase posterior, centrais geradoras hidráulicas dotadas de vertimento turbinável.
A deliberação foi concluída no encerramento da análise da Consulta Pública (CP) 45/2019, superando o entendimento anterior que tramitava sob a relatoria do ex-diretor Fernando Mosna. A arquitetura regulatória vencedora baseou-se no voto-vista apresentado pelo diretor Gentil Nogueira, cuja posição acabou por atrair o voto da relatora do processo, diretora Agnes Costa, redefinindo o modelo de transição e o escopo tecnológico do rateio.
Fases de implementação e inclusão de hidrelétricas
Para mitigar impactos abruptos na arrecadação e dar tempo de adaptação aos agentes, o modelo regulatório aprovado prevê uma implementação progressiva. Numa primeira etapa, a partilha dos efeitos econômicos do curtailment abrangerá diretamente as fontes eólica e solar.
Em paralelo, as usinas hidrelétricas enquadradas sob o critério de vertimento turbinável iniciarão um período de testes práticos, denominado operação sombra, que deverá ser regulamentado e implementado em até seis meses. Essa fase de observação técnica terá duração de um ano, servindo para aferir o comportamento dos fluxos financeiros e a aderência das regras antes da integração efetiva e definitiva do parque hidrelétrico ao mecanismo unificado de rateio.
Desdobramentos sobre a classificação de cortes e confiabilidade
Apesar do avanço no rateio econômico, a resolução do colegiado não esgota todas as controvérsias regulatórias em torno da matéria. A autarquia estabeleceu o prazo de até 18 meses para conduzir uma análise aprofundada e específica sobre a possibilidade de reclassificação de eventos de restrição que tenham sido enquadrados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) como decorrentes de disponibilidade externa ou de confiabilidade elétrica.
A distinção técnica é considerada central pelo mercado, uma vez que a motivação atribuída pelo operador ao corte de geração define diretamente o tratamento comercial aplicável e a responsabilidade pelo ônus financeiro. A consolidação das novas regras ocorre em um cenário de forte expansão das fontes renováveis intermitentes no Sistema Interligado Nacional (SIN), somando-se a iniciativas correlatas conduzidas pelo Ministério de Minas e Energia (MME) para mitigar os efeitos das restrições operativas sobre a receita dos geradores.
