Carlos Schoeps

O § 11 tem um objetivo claro: impedir que custos de restrições operativas que eram previsíveis ou que foram causadas pelo próprio gerador sejam socializados por meio do encargo previsto no § 10. A lógica do legislador é separar o que é realmente uma necessidade sistêmica e que todos devem pagar. Aquilo que decorre de uma escolha individual de acesso, de um descumprimento técnico ou de uma inserção de geração em ponto de rede já congestionado. Assim, a lei protege o encargo de restrições operativas contra usos indevidos e evita que custos privados se transformem em custo coletivo. 

O texto começa dizendo: “É vedada a inclusão no encargo de que trata o § 10…”. Isso significa que, embora exista um encargo para cobrir restrições operativas sistêmicas, há situações que não podem ser lançadas nessa conta. A primeira delas são as restrições ligadas à confiabilidade que já estavam avisadas no parecer de acesso. Se o gerador se conectou sabendo que poderia ser limitado, por exemplo, porque o ONS já tinha sinalizado que a rede não comportava toda a injeção em determinadas horas, esse risco não pode ser transferido depois. O princípio é simples: o risco era conhecido e o agente aceitou operar assim. 

A segunda situação excluída do encargo são as restrições decorrentes de descumprimento técnico. Se a usina não atende plenamente aos requisitos de conexão (proteção, telemedição, capacidade de fornecer potência reativa, atendimento a curvas de rampa, requisitos de operação) e, por causa disso, o ONS precisa limitar sua geração, esse custo não vai para a conta comum. Quem está fora do padrão técnico não pode impor seu custo ao conjunto dos consumidores ou dos demais agentes. Isso reforça o sinal regulatório de que conformidade técnica é condição para ter o benefício da socialização. 

A terceira hipótese vedada é a das restrições por sobreoferta ou impossibilidade de alocar a geração na carga, que é o caso clássico de curtailment de fontes renováveis ou de usinas conectadas em áreas com pouca demanda e pouco escoamento. A lei está dizendo expressamente: curtailment previsível por escolha de ponto de conexão não entra no encargo do § 10. Esse encargo existe para pagar o que é estrutural ao sistema, não para corrigir decisões de acesso, nem para remunerar energia que o sistema, fisicamente, não consegue absorver. Com isso, o risco de conectar eólica, solar ou PCH em trecho de rede limitado permanece com o gerador e não é empurrado para os consumidores. Na prática, sem essa vedação, qualquer corte poderia ser classificado como “restrição operativa do sistema” e virar custo coletivo; a lei fecha essa porta e diz: só vai para a conta comum o que for realmente sistêmico e inevitável. 

Nos §§ 12 e 13 o foco é o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE). O § 12 estabelece um limite às revisões ordinárias de garantia física das usinas despachadas de forma centralizada e participantes do MRE. A cada revisão, o ajuste, para mais ou para menos, fica limitado a 5% da garantia física definida na revisão anterior. Além disso, durante toda a vigência da outorga, o somatório desses ajustes não pode ultrapassar 10% da garantia física original do ato de outorga.  

O § 13 faz uma ressalva importante: quando houver prorrogação de outorga ou licitação, essa trava não se aplica e a garantia física pode ser recalculada. Isso preserva a flexibilidade do poder concedente para reavaliar condições técnicas e energéticas.