Desde setembro de 2023, parques eólicos e solares concentrados no Ceará e no Rio Grande do Norte acumulam cortes de geração — o chamado curtailment — causados pelo descompasso entre a conclusão dos parques e a entrega das linhas de transmissão que deveriam escoar essa energia. Para sete das maiores geradoras do país, essa espera tinha nome: falha do sistema, e não deveria pesar sobre quem gera. Para a ANEEL, a resposta foi outra.
Auren, CPFL, Echoenergia, Elera Renováveis, Engie Brasil Energia, Spic e Voltalia recorreram à diretoria da agência pedindo que esses cortes recorrentes fossem reclassificados como indisponibilidade externa — categoria que, na prática, retira da geradora o ônus financeiro do corte e o transfere para fora da usina. O argumento central: a responsabilidade seria das transmissoras, atrasadas na entrega das linhas que dariam vazão à energia já gerada nos parques.
A diretoria da ANEEL negou todos os recursos. Segundo o entendimento do diretor-relator Sandoval Feitosa, indisponibilidade externa pressupõe que os ativos de rede envolvidos já estejam em plena operação comercial — o que não é o caso de obras de transmissão ainda em cronograma contratual, mesmo que atrasadas. Atraso de obra, portanto, não equivale a falha operacional do sistema elétrico. Na prática, a decisão mantém o risco do gargalo de transmissão no colo de quem gera, a partir do momento em que a geradora recebe a outorga de acesso à rede.
A decisão é um capítulo novo e distinto da regra de rateio do curtailment aprovada pela ANEEL em 6 de outubro, que trata de como dividir entre os agentes o custo dos cortes já reconhecidos como tal — resolução ainda em processo de publicação, com período de transição de 12 meses. Aqui, a pergunta era anterior: de quem é a responsabilidade pelo corte, antes de qualquer rateio. E a resposta da agência, pelo menos por ora, segue a mesma de sempre — do gerador.
Para o ecossistema de inovação em energia, o efeito é direto: manter o risco do curtailment com o gerador acelera a demanda por tecnologias capazes de reduzir ou monetizar o corte. Armazenamento de curta e longa duração (BESS e LDES), previsão de geração, despacho inteligente e gestão de ativos orientada a dados deixam de ser diferencial e passam a ser proteção de receita. Para startups de forecasting, energy management e O&M digital, a decisão amplia o mercado endereçável; para investidores, reforça que ativos eólicos e solares no Nordeste precisam de hedge tecnológico e contratual contra a intermitência — e que sincronizar geração e transmissão é, cada vez mais, um problema de negócio, não só de infraestrutura.