Simulação da Aurora aponta que novo rateio da ANEEL elevaria de 15,7% para 27,1% os cortes atribuídos à energia solar do Nordeste. Entenda por que as perdas contabilizadas podem subir sob as regras de 2028.
Uma nova forma de dividir os cortes de geração de energia no Brasil pode elevar em 73% as perdas contabilizadas para usinas solares do Nordeste. A estimativa aparece em simulação apresentada pela Aurora Energy Research em 10 de novembro, que aplicou aos dados de 2025 as regras aprovadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) em outubro deste ano.
No cálculo da consultoria, a parcela atribuída à fonte solar saltaria de 15,7% para 27,1%, enquanto o volume atribuído às usinas solares como geração restringida passaria de 7 para 11 terawatts-hora (TWh). O resultado descreve a distribuição das perdas entre os geradores, usando registros do ano passado como referência.
Simulação aponta 4 TWh adicionais atribuídos às usinas solares
O estudo compara duas formas de contabilização para as mesmas condições observadas em 2025: a metodologia utilizada naquele ano e o rateio previsto na Resolução Normativa nº 1.170/2026. A diferença de 4 TWh reflete a mudança na parcela de geração frustrada atribuída aos empreendimentos fotovoltaicos.
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A simulação, noticiada pela Brasil Energia e resumida pelo GESEL da Universidade Federal do Rio de Janeiro, examina a redistribuição das restrições entre fontes. Os 73% correspondem à alta relativa do índice de 15,7% para 27,1%, uma diferença de 11,4 pontos percentuais.
Nova regra modifica quem assume o impacto dos cortes de energia
Quando a produção de eletricidade supera a capacidade de consumo e escoamento do sistema, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) determina a redução temporária de geração de algumas usinas. O procedimento é conhecido como curtailment e também pode ocorrer por limitações da rede ou necessidades de segurança.
Conforme explica o ONS, esses cortes são necessários para manter o equilíbrio da rede elétrica. A energia limitada é uma produção potencial que deixou de ocorrer, e não eletricidade que chegou a ser gerada para depois ser descartada.
A ANEEL aprovou a nova regulamentação em 6 de outubro, após sete anos de discussões. A norma organiza a ordem operacional das reduções e introduz um rateio dos efeitos entre os empreendimentos elegíveis, incluindo as fontes solar, eólica e hidrelétrica.
Pelas regras, os cortes físicos continuarão ocorrendo nos locais em que o operador consegue proteger o sistema com maior eficácia. A contabilização poderá distribuir os montantes entre diferentes usinas, conforme critérios técnicos, mesmo quando a redução efetiva tiver sido executada em outro empreendimento.
Hidrelétricas também entram no cálculo e mudam distribuição das perdas
A consultoria identificou uma transferência importante da parcela atualmente associada à geração hidrelétrica para as fontes solar e eólica. Para o setor fotovoltaico, isso pode alterar os resultados comerciais dos projetos, já que a energia atribuída como cortada influencia a contabilização de sua produção.
Segundo a ANEEL, a participação da componente hidrelétrica associada à chamada energia vertida turbinável será incorporada gradualmente, em etapas de 25%, 50%, 75% e 100%. A transição busca evitar uma mudança imediata para todos os agentes do mercado.
Aplicação definitiva está prevista para 2028
A agência definiu um calendário de adaptação. O regime transitório começa antes da implantação integral, enquanto o chamado período de sombra permitirá simular os novos efeitos durante 12 meses, com divulgação de resultados periódicos por ONS e Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
A aplicação completa está prevista para 18 meses após a publicação da resolução, em abril de 2028. Até lá, os testes e a divulgação dos cálculos deverão permitir às empresas comparar como suas usinas seriam afetadas pela divisão dos cortes de geração.
Para os geradores solares do Nordeste, a principal consequência será a necessidade de acompanhar quanto das restrições ficará atribuído a cada projeto. A simulação da Aurora oferece uma referência da dimensão dessa mudança, enquanto os números efetivos dependerão da operação do sistema e da implementação das regras nos próximos anos.
