Mecanismos para pagamento curtailment
A Lei 15.269/2025 introduz, no Art. 1º-B, um regime transitório de compensação para usinas eólicas e solares fotovoltaicas conectadas ao SIN que sofreram cortes de geração (curtailment) por indisponibilidade de rede, limitações operativas ou requisitos de confiabilidade impostos pelo ONS, no período de 1º/09/2023 até a entrada em vigor do dispositivo.
A compensação só é devida se o gerador firmar termo de compromisso com o Poder Concedente, condição que vincula o agente às regras do programa e elimina discussões futuras sobre elegibilidade. Como contrapartida jurídica, o §1º exige a renúncia a ações judiciais relacionadas ao tema; o §2º mitiga o custo dessa decisão ao afastar a cobrança de honorários de sucumbência (nos termos da Lei 9.469/1997), sinalizando a intenção do legislador de encerrar o passivo contencioso e reduzir risco judicial que, de outro modo, poderia ser socializado via tarifa.
Ressarcimento do passado
A lei criou uma janela para compensar eólicas e solares conectadas ao SIN por cortes de geração (curtailment) decorrentes de indisponibilidade de rede, limitações operativas ou requisitos de confiabilidade do ONS, no período de 1º/09/2023 até a entrada em vigor do dispositivo. Os cortes de geração decorrentes de não haver consumo para alocação da energia não serão farão parte do ressarcimento.
No processo de apuração, o §3º atribui ao ONS a quantificação dos montantes de corte elegíveis e o envio à CCEE. O §4º encarrega a CCEE de calcular os ressarcimentos, com atualização monetária pelo IPCA (IBGE) desde a data do evento até o pagamento.
Para fontes de recursos, o §5º autoriza o uso de valores devidos pelas usinas eólicas e solares por pagamento de ressarcimentos de energia não entregue para o mercado regulado. Esse mecanismo limita, mas não elimina, a possibilidade de pressão tarifária caso haja insuficiência de saldos para tal pagamento.
Possibilidade de ajustes no cronograma de novas usinas
A lei abre a possibilidade de ajustar o cronograma de entrada em operação dos novos empreendimentos de geração. A energia contratada em leilões poderá iniciar entre o 3º e o 7º ano após a licitação, com prazo de suprimento até 35 anos, alinhando entrada em operação à disponibilidade da rede/transmissão.
Essa medida reduz o risco de curtailment futuro, ou seja, o dispositivo previne novas ocorrências de ressarcimento,, ao mesmo tempo em que preserva modicidade tarifária e segurança energética ao atrelar compensações a condições estritas, governança técnica (ONS/CCEE) e fontes de cobertura prioritariamente setoriais.
Daqui para frente
A lei instituiu, para o futuro, a possibilidade de compensação de curtailment para usinas eólicas e solares conectadas ao SIN que sofreram cortes de geração (curtailment) por indisponibilidade de rede, limitações operativas ou requisitos de confiabilidade impostos pelo ONSum regime permanente e amplo de ressarcimento de curtailment. O encaminhamento de longo prazo concentra-se em planejamento e segurança de suprimento (reserva de capacidade) e flexibilização estrutural, inclusive com armazenamento (BESS).
Nos termos atualizados da Lei 10.848/2004, a reserva de capacidade é definida pelo MME (art. 3º) e os custos são rateados entre usuários finais (art. 3º-A), com possibilidade de rateio por perfil de carga (§5º). Quando a reserva for BESS, o custo recai apenas sobre os geradores (§6º), sinalizando que a mitigação de cortes futuros deve vir de lastro, capacidade e armazenamento—e não de indenizações recorrentes.
Necessidades de regulação (ANEEL/MME/ONS/CCEE)
1. Janela transitória (passado): detalhar procedimentos de medição e elegibilidade (limites, filtros e causalidade), formulários e prazos do termo de compromisso, protocolo ONS→CCEE (datasets, auditoria, amostragem), metodologia de cálculo (curva horária, preço de referência, perdas), tratamento de sobreposições (CER/CCEAR x compensação) e governança de disputas.
2. Operação prospectiva: regulamentar o desenho dos leilões de capacidade (produto, horizonte, garantias), a métrica de contribuição à firmeza por fonte/portfólio (ex.: ELCC), os critérios de rateio do encargo (consumo, geração e perfil de carga), e a integração com regras de acesso (parecer de acesso, restrições crônicas, curtailment operacional informado).
3. Armazenamento (BESS): definir base de incidência, método de alocação entre geradores, medição de serviços prestados (rampa, reserva rápida, congestion relief), interfaces com lastro/garantia física e regras de hibridização (UFV/UEE+ BESS).
4. Contratualização e transparência: padronizar checklists de change in law, regras de repasse nos PPAs e relatórios públicos (ONS/CCEE) com series horárias de curtailment e de liquidações, permitindo auditoria e previsibilidade para investidores e consumidores.
