REN 1.170/2026: o corte de geração deixa de ser problema de uma usina e vira rateio entre eólicas, solares e hidrelétricas

O DOU desta sexta-feira (9 de outubro de 2026, Seção 1, p. 122) publicou a Resolução Normativa nº 1.170, de 6 de outubro de 2026, aprovada na reunião pública ordinária da Diretoria do dia 6. Pela ementa, estabelece critérios para redução ou limitação de geração de usinas despachadas centralizadamente e de usinas ou conjuntos de usinas considerados na programação da operação pelo ONS. O processo citado no ato é o 48500.900375/2019-83; nos avisos de consulta o mesmo processo aparece como 48500.000375/2019-83.

Em junho tratamos do pano de fundo do curtailment,, antes da votação. A mudança central: o corte físico continua onde o ONS consegue fazê-lo, mas a energia cortada passa a ser dividida na contabilização entre as usinas elegíveis.

Sete anos e três fases

A regra vem da Consulta Pública 45/2019, aberta em 19/12/2019. A segunda fase correu em 2022 e a terceira, sobre a Nota Técnica nº 240/2024-SGM, recebeu contribuições de 11/12/2024 até 25 de fevereiro de 2025, já com a prorrogação. O aviso de prorrogação grafa "2024", mas saiu no DOU de 5/2/2025.

O post de junho ligava a regra à consulta encerrada em 6/6/2026; aquela era a CP 9/2026, de outro processo (48500.035430/2025-02), sobre excedentes na distribuição. Ele agora traz nota de correção.

Três motivos, três tratamentos

O art. 1º separa os eventos em três classes: indisponibilidade externa, confiabilidade elétrica de instalações externas e razão energética, que é a falta de carga para absorver a geração. Instalação externa é Rede Básica ou DIT; as de uso exclusivo ou compartilhado do gerador não contam, mesmo operadas por terceiros. O corte vindo da conexão da própria usina, ou da indisponibilidade dela (art. 4º, § 2º), não entra no rateio.

Razão energética: a fila e o condomínio

Nos cortes energéticos, o ONS segue, preferencialmente, a ordem Bloco 1 → Bloco 2 → Bloco 3. O Bloco 1 reúne térmicas despachadas por segurança energética ou cujo corte alivia o ESS, além de importação sem substituição térmica. No Bloco 2 vêm hidrelétricas com reservatório, térmicas inflexíveis, térmicas neutras para o ESS e, por último, hidrelétricas sem reservatório com vertimento turbinável, eólicas e solares. O Bloco 3 fica com o que aumentaria o ESS.

Dentro desse último grupo, o ONS corta onde houver viabilidade técnica e operacional (art. 2º, § 4º). Depois da operação, ele apura os montantes e a CCEE os rateia entre todas as usinas elegíveis, na proporção da geração potencial de referência, com a geração verificada vinda do SMF. O montante rateado é a soma das diferenças entre geração potencial e verificada, sem os eventos elétricos. O rateio pode atravessar submercados quando o PLD estiver equalizado (§§ 5º a 8º). Para o autoprodutor com consumo no mesmo ponto de conexão, o corte energético só alcança o que exceder o consumo local, salvo exceção de segurança com critério nos Procedimentos de Rede (§§ 9º e 10).

Externa e confiabilidade: corte por sensibilidade, rateio também

Nos eventos elétricos, o ONS corta pela ordem decrescente de sensibilidade sobre o fluxo a controlar (art. 3º), e a CCEE rateia entre as usinas elegíveis por sensibilidade, proporcionalmente à geração potencial, só entre as três fontes do último grupo.

O que a resolução não diz

O texto fala em rateio "para fins de contabilização de energia". Não trata de ressarcimento nem de compensação, e não tem artigo de revogação: o art. 15 apenas fixa a vigência na publicação. O ressarcimento por constrained-off de eólicas e solares continua no Título II-A da REN 1.030/2022, incluído pela REN 1.073/2023. A revisão da REN 1.030 à luz da Lei 15.269/2025 aparece como item AR26-11 da Agenda Regulatória, com previsão para 2027 (Portaria ANEEL nº 7.157/2026).

A Lei 15.269/2025 (art. 9º) alterou a Lei 10.848/2004: o encargo de serviços do sistema passou a cobrir a indisponibilidade externa, mas não a sobreoferta nem certos cortes por confiabilidade (art. 1º, §§ 10, VI, e 11). O novo art. 1º-B criou compensação, por termo de compromisso, para eventos externos e de confiabilidade de 1º/9/2023 até a vigência da lei. Já o Despacho nº 3.708/2026 negou cautelares de geradores com energia de reserva e mandou a área técnica analisar o mérito.

Os relógios

As datas abaixo são conta nossa, contando a partir da publicação em 9/10/2026:

• Até 90 dias (7/1/2027): ONS e CCEE enviam à ANEEL as propostas de Procedimentos de Rede e de Regras de Comercialização (art. 9º).
• A partir de 90 dias: regime transitório já com efeitos financeiros (art. 12): rateio energético separado por segmento, eólico e solar; o elétrico, também por submercado e sem sensibilidade. Hidrelétricas ainda fora; sem recontabilização depois.
• Operação sombra: o texto fala em até 180 dias e até o prazo do art. 10; a notícia da ANEEL diz que começa após 180 dias (7/4/2027) e dura 12 meses. É informativa, com resultados mensais. Simula os degraus das hidrelétricas e dois rateios alternativos: um que tira o GHmin (inflexibilidade hídrica para usos múltiplos e restrições ambientais) da geração potencial das hidrelétricas, e outro que corta antes as eólicas e solares sem contrato de energia de reserva (art. 13).
• 18 meses (9/4/2028): entram a implementação completa e todos os efeitos financeiros (art. 10).
• Ciclos das hidrelétricas: o fator de participação é de 25%, 50%, 75% e 100%, em ciclos de 12 meses, a partir do mês de contabilização seguinte. Pela nossa conta, o primeiro ciclo começa em maio de 2028 e o patamar de 100% vem em maio de 2031. O que as hidrelétricas deixam de absorver vai para as eólicas e solares (art. 11, § 3º).
• Fim da sombra: depois de consulta pública, a ANEEL decide se mantém o rateio ou adota o alternativo com GHmin (art. 13, § 5º). O dispositivo não menciona o alternativo da energia de reserva.
• 5 anos: Avaliação de Resultado Regulatório (art. 14).

O que fazer agora

1. Organizar geração potencial e medição SMF por usina: o rateio sai da diferença entre as duas, e a referência por fonte virá dos Procedimentos de Rede (art. 5º, § 1º).
2. Acompanhar as propostas do ONS e da CCEE (até 7/1/2027, pela nossa conta), que entram no item AR26-14 da Agenda. As Regras de Comercialização já mudam por outras frentes, como vimos na CP 30/2026.
3. Simular o transitório: eólicas e solares terão efeito financeiro já a partir de janeiro, em rateios separados por segmento.
4. Modelar os degraus: hidrelétricas a fio d'água, com e sem GHmin; eólicas e solares, a parcela que herdam até o patamar de 100%.
5. Quem tem CER: acompanhar os resultados mensais da sombra e a futura consulta do art. 13, § 5º. A discussão sobre quem paga o encargo das baterias também passa pelos geradores.

O procTracker acompanha o processo 48500.900375/2019-83 e as propostas que saem dele, para que o primeiro rateio não chegue à sua liquidação sem aviso.