Lais Carregosa, da Agência iNFRA*
Pequenas e médias hidrelétricas conectadas diretamente à rede de distribuição de energia elétrica relatam prejuízos por cortes de geração. Associações do segmento consultadas pela Agência iNFRA buscam a ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) para reconhecimento das perdas financeiras e seu ressarcimento ou compensação.
Os cortes ocorrem desde 2024, como indica a presidente da Abragel (Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa), Alessandra Torres, mas aumentaram em 2026, quando o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) passou a colocar em operação o plano emergencial para gestão dos excedentes de energia.
O plano, em que as distribuidoras recebem comandos do ONS para solicitar o desligamento de usinas em suas redes, foi acionado duas vezes neste ano: em 7 de junho e em 23 de agosto. O corte foi de cerca de 1 GW (gigawatt) em ambos os casos. Em pesquisa feita pela Abragel com 178 usinas após o primeiro acionamento, 47 delas registraram “vertimento turbinável” – quando a água passa pelo vertedouro, sem gerar energia.
O presidente da Abrapch (Associação Brasileira de Pequenas Centrais Hidrelétricas e Centrais Geradoras Hidrelétricas), Lucas Pimentel, afirma que os cortes afetam as usinas com e sem reservatório de formas diferentes. As que têm reservatório podem deslocar a sua geração para momentos de mais demanda do sistema, inclusive aproveitando o aumento no preço da energia. Aquelas que são a fio d’água, ou seja, não conseguem armazenar a água, não têm essa possibilidade, o que representa uma perda de receita.
Alessandra Torres, da Abragel, relata ainda pedidos de corte de geração encaminhados pelas distribuidoras por determinação do operador por motivos de indisponibilidade externa e confiabilidade elétrica – ou seja, fora do plano de gestão de excedentes. Segundo ela, a percepção de queda de receita dessas usinas “é evidente”.
“Os impactos para as PCHs são significativos, pois a energia que deixa de ser gerada durante os períodos de corte representa receita irrecuperável”, afirmou. De acordo com ela, os contratos de comercialização e as usinas do MRE (Mecanismo de Realocação de Energia) também são afetados pelas restrições. Além do ressarcimento, a associação pleiteia a apuração dos impactos financeiros às usinas.
Prejuízo
O advogado Henrique Reis, sócio da área de Direito Público e Regulatório do escritório Demarest, destaca que o sistema elétrico passou a usar essas usinas como um recurso para garantir a confiabilidade da operação, mas não criou uma regra específica para tratar o prejuízo econômico aos agentes.
“Para uma PCH a fio d’água, um corte pode significar água vertida que poderia ter sido turbinada, ou seja, energia definitivamente perdida, além de potenciais reflexos contratuais e regulatórios, inclusive no MRE”, afirma. De acordo com ele, não há atualmente uma regra de ressarcimento equivalente à regulação do curtailment de outras fontes, como eólica e solar.
‘Vícios legais’
A Abragel detalhou os impactos financeiros em carta enviada à ANEEL e apresentou parecer jurídico que alega “vícios legais” no plano de gestão de excedentes do ONS. Os advogados afirmam que as usinas não estão submetidas ao despacho do operador e que os procedimentos de distribuição preveem comandos das concessionárias para preservar as redes em caso de contingência ou emergência, o que não autorizaria os cortes comandados pelo ONS.
O documento também destaca que a situação de excesso de geração é um problema conhecido e que não se enquadraria como “emergencial”. “O que se pretende com o Plano Emergencial é a adoção de cortes de geração descentralizada diante de circunstâncias que decorrem de políticas públicas de incentivo que não foram adequadamente calibradas e cujas consequências já eram conhecidas há anos”, diz o parecer.
Regras claras
O presidente da Abrapch afirma que a associação está conversando com distribuidoras para realizar um projeto piloto visando racionalizar os cortes das usinas “tipo 3”. Desde a sua criação, em 2025, o plano emergencial do ONS foi acionado duas vezes, desligando cerca de 1 GW (gigawatt), segundo dados do operador.
“Apesar da emergencialidade, precisamos sentar e definir quais são os critérios. Hoje, não há. O que temos visto é um corte linear sobre a geração em barramentos específicos, só que poderíamos cortar um pouco mais quem tem reservatório e consegue gerar em outro horário, em vez de cortar uma [usina] a fio d’água”, defendeu.
A Abragel também pede critérios padronizados para seleção das usinas cuja geração será reduzida, além de maior antecedência e transparência na comunicação dos cortes.
Remuneração por potência
Além do ressarcimento às usinas, cuja discussão deve ser longa, um dos pleitos do segmento é que as PCHs sejam remuneradas pela potência oferecida ao sistema elétrico, afirma Pimentel.
“Ao invés de a gente falar em corte, vamos falar de remuneração para quem entrega essa flexibilidade, essa possibilidade de modulação da geração no horário de ponta”, declarou. Ele defende a edição de um normativo estabelecendo a remuneração para os agentes que entreguem potência em determinado horário, a preço de mercado.
*Colaborou: Marisa Wanzeller
