A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nova regulamentação que iguala usinas eólicas e solares a hidrelétricas na fila de desligamento por excesso de oferta. A medida altera a distribuição de prejuízos bilionários e cria um rateio financeiro entre fontes que, na prática, deve onerar mais as renováveis.
O setor esperava uma definição há meses, mas o desfecho surpreendeu pela simetria imposta a realidades técnicas distintas. Entenda o que muda, quem sai ganhando e por que a conta final só chega em 2028.
Como funcionava a “fila” do desperdício
Quando a geração supera a demanda, o Operador Nacional do Sistema (ONS) determina cortes. Até agora, hidrelétricas a fio d’água ou com reservatórios cheios — que jogam água fora sem gerar, o chamado vertimento turbinável — tinham prioridade para serem desligadas em relação a eólicas e solares.
A nova regra coloca todas no mesmo patamar. Além da ordem de corte, haverá rateio dos impactos financeiros. Em tese, todos dividem o prejuízo; na prática, a conta tende a pesar mais para um lado.
O cálculo dos analistas: R$ 6,5 bi contra R$ 3,7 bi
Dados de consultorias mostram a assimetria do problema. A Volt Robotics estima que cortes em eólicas e solares geraram perdas de R$ 6,5 bilhões em 2025. Do lado hídrico, a AXIA calcula frustração de receita de R$ 3,7 bilhões em 2023 — valor que seria bem maior hoje, dado que o preço da energia estava no piso naquela época.
- Eólicas e solares: perdas recordes recentes, sem mecanismo de proteção de risco.
- Hidrelétricas: vertimentos concentrados no Norte (Belo Monte, Jirau, Santo Antônio), mas amparadas pelo MRE (Mecanismo de Realocação de Energia).
Para a presidente da ABEEólica, Elbia Gannoum, a isonomia ignorou que as hídricas já compartilham riscos via MRE. “Não dá para colocar elas junto com eólicas e solares que não têm nenhuma proteção”, afirmou.
Quem ganha e quem perde no balanço corporativo
Analistas de sellside veem a decisão como vitória para geradores hídricos, embora sem efeito material nos balanços individuais. A AXIA Energia e a Engie — donas dos grandes ativos a fio d’água no Norte — são as principais beneficiadas, mas o impacto é classificado como “positivo, porém marginal”.
No polo oposto, empresas com portfólio pesado em renováveis, como a Auren, devem absorver impacto “baixo, mas não desprezível”. A regra de transição prevê entrada gradual: eólicas e solares entram integralmente após os testes; volumes hídricos entram com 25% ao ano, completando o rateio só em quatro anos.
A brecha da geração distribuída e o cronograma real
O grande vencedor invisível foi a geração distribuída (GD). Painéis em telhados e miniusinas ficaram de fora do rateio, apesar de a Aneel admitir que o crescimento acelerado da GD ampliou o excesso de oferta. A justificativa: a discussão abrangeu apenas ativos sob gestão direta do ONS.
O cronograma é longo:
- Até 180 dias: início dos testes “sombra” (simulação sem efeito financeiro).
- 1 ano de testes: validação de metodologias.
- 2028: vigência efetiva da nova sistemática e início do rateio financeiro.
Paralelamente, Aneel e ONS já estudam como distribuidoras poderão restringir a GD quando necessário — próxima fronteira do debate.
O que observar daqui para frente
O mercado deve monitorar três variáveis decisivas: a evolução dos preços de energia (PLD) durante o período de testes, a velocidade de entrada de novos parques eólicos e solares no sistema e a regulamentação futura da curtailment na geração distribuída. Se a sobreoferta persistir, a transferência de recursos das renováveis para hídricas pode se ampliar além das projeções atuais, alterando a atratividade de novos investimentos em fontes intermitentes.
