O aperfeiçoamento da regulação aplicável à classificação de eventos de curtailment de usinas eólicas e solares no Sistema Interligado Nacional (SIN) é urgente, a partir da ótica dos consumidores. O ponto central é: a forma como esses eventos são classificados hoje influencia diretamente quem paga a conta – se os custos associados serão tratados como risco sistêmico, socializados via tarifas e encargos, ou se permanecerão sob responsabilidade dos agentes que deram causa às restrições. Por isso, é essencial que os critérios sejam estritamente técnicos, objetivos e auditáveis, reduzindo ao mínimo a margem para interpretações discricionárias.

Os Procedimentos de Rede e Rotinas Operacionais do ONS já estabelecem uma estrutura básica para o enquadramento dos eventos de curtailment, em especial nas rotinas de pós-operação que tratam das “restrições de geração” de usinas eólicas e fotovoltaicas. Em síntese, a classificação é feita por “motivo” da restrição, com quatro categorias principais:

• Restrições associadas a indisponibilidades externas às usinas (como linhas e transformadores da rede básica ou de distribuição), normalmente tratadas como indisponibilidade externa;

• Restrições motivadas por requisitos de confiabilidade elétrica (quando, mesmo com todos os equipamentos disponíveis, é necessário reduzir geração para respeitar limites de tensão, carregamento, estabilidade e critérios N-1);

• Restrições por razão energética, quando há impossibilidade de alocar a energia na carga disponível, mesmo com o sistema operando dentro dos limites de segurança; e

• Restrições decorrentes de limitações já explicitadas nos Pareceres de Acesso das usinas.

Em paralelo, a norma distingue restrições de natureza sistêmica e local, conforme a origem da limitação esteja em outro subsistema ou no mesmo subsistema do empreendimento.

Do ponto de vista conceitual, essa taxonomia é adequada e cobre os grandes grupos de causas: problemas de rede externos, segurança elétrica do sistema, sobras energéticas/ausência de mercado e limitações já assumidas no momento do acesso. O problema, entretanto, reside no fato de que as definições são amplas e nem sempre amarradas a condições operacionais objetivas. Em particular, a fronteira entre restrições por confiabilidade elétrica e restrições por razão energética é difusa: em um contexto de sobras estruturais de energia e atrasos de reforços de transmissão, é possível classificar um mesmo evento como “segurança do sistema” ou como “excedente energético”, com consequências muito diferentes em termos de alocação de custos.

Situação semelhante ocorre na distinção entre indisponibilidades externas pontuais e limitações estruturais já previstas no Parecer de Acesso, assim como na caracterização de uma restrição como sistêmica ou local em redes complexas. Na ausência de uma “trilha de evidências” padronizada, a classificação acaba dependendo, em larga medida, do julgamento do operador em tempo real e da equipe de pós-operação.

Essa margem de subjetividade é particularmente sensível porque, na prática, o enquadramento de um evento como “segurança do sistema” tende a legitimar sua socialização como risco sistêmico, enquanto o enquadramento como “razão energética” ou limitação de acesso aponta para riscos que deveriam ser precificados e suportados pelos próprios agentes de geração ou pela cadeia de planejamento e expansão.

Quando a norma não exige que cada evento seja acompanhado de evidências mínimas – como identificação do elemento limitante, demonstração de violação de limites operativos, comprovação de indisponibilidade externa ou documentação de sobras energéticas e ausência de demanda, abre-se espaço para que classificações sejam

utilizadas como instrumento de política de alocação de custos, e não apenas como reflexo de constatações técnicas. Isso fragiliza o princípio da modicidade tarifária e dificulta o controle social por parte dos consumidores.

Para reduzir esse espaço de interpretação e reforçar a transparência, entendemos que os Procedimentos de Rede e as Rotinas Operacionais do ONS deveriam ser detalhados em três direções. A primeira é transformar cada motivo de restrição em um conjunto de condições objetivas, com evidências obrigatórias. Uma restrição classificada como decorrente de indisponibilidade externa, por exemplo, só deveria ser admitida se houvesse registro formal da indisponibilidade de um ativo específico da rede, com identificação do equipamento, horário de ocorrência e comprovação de que, na ausência dessa indisponibilidade, o escoamento da usina não estaria limitado. Da mesma forma, uma restrição enquadrada como “confiabilidade elétrica” deveria estar amparada em estudos ou registros de operação que demonstrem, de forma explícita, que, sem o corte de geração, haveria violação de limite de carregamento, de critérios N-1, de faixas de tensão ou de margens de estabilidade; e que as alternativas operativas menos onerosas foram analisadas e descartadas.

No caso das restrições por razão energética, a norma deveria reconhecer de forma mais clara que se trata de situações em que o sistema está dentro dos limites de segurança elétrica, mas há excesso de oferta em relação à demanda disponível e à capacidade de escoamento, dentro dos critérios vigentes de operação. A classificação como razão energética deveria exigir a demonstração de que a carga local foi plenamente atendida, que as exportações possíveis foram realizadas, que as demais gerações flexíveis foram adequadamente moduladas e que, ainda assim, permanece um excedente que não encontra mercado, como evidenciado por sinais de preço (por exemplo, preços no piso regulatório por períodos prolongados) e por ausência de ofertas de demanda adicionais. Já quando a limitação decorre de condições explicitamente descritas no Parecer de Acesso, a caracterização como restrição de acesso deveria estar sempre acompanhada da referência ao trecho específico do parecer e da comprovação de que a configuração de rede e a situação operativa correspondem àquela condição previamente informada ao agente.

A segunda direção de aperfeiçoamento é formalizar uma verdadeira “árvore de decisão” para a classificação, a ser seguida obrigatoriamente no processo de pós-operação. Em termos práticos, o fluxo deveria verificar, em sequência, se há indisponibilidades externas registradas que limitem o escoamento (caso em que se aplica a categoria de indisponibilidade ou acesso), se há evidências de violação de critérios de segurança elétrica em caso de ausência de corte (caso em que se aplica a categoria de confiabilidade) e, apenas na ausência dessas condições, se o curtailment decorre de excesso de geração frente à demanda e às possibilidades de escoamento (caso de razão energética). Esse tipo de lógica hierarquizada reduz a liberdade de “escolha” do motivo e torna a classificação replicável por qualquer analista que disponha dos mesmos dados.

Por fim, é essencial padronizar os registros e ampliar a transparência. Cada evento de curtailment deveria ser registrado com um conjunto mínimo de informações: identificação da usina, data e hora, submercado, motivo da restrição, natureza sistêmica ou local, elemento limitante (quando aplicável), carregamentos e limites considerados, quantidade de potência e energia cortadas em cada intervalo, bem como a referência aos estudos ou relatórios de operação que embasaram a decisão. Esses dados, mesmo que publicados com alguma defasagem temporal por razões de segurança, precisam estar disponíveis em formato estruturado para permitir auditoria independente por associações de consumidores, agentes de mercado, academia e órgãos de controle. Mecanismos formais de contestação de classificação e auditorias periódicas por terceiros deveriam completar o arcabouço de governança.

Em síntese, a proposta visa fortalecer a base regulatória para que as classificações de curtailment reflitam, de forma fidedigna, a natureza real de cada evento. Ao amarrar os motivos de restrição a evidências objetivas, fluxos decisórios claros e transparência de dados, ANEEL, MME e ONS aumentam a confiança dos consumidores e dos demais agentes na alocação de custos e riscos, preservando a modicidade tarifária e os sinais corretos de investimento e eficiência no setor elétrico brasileiro.