A Lei 15.269/2025, sancionada em 24 de novembro de 2025, estabeleceu o direito à compensação retroativa para geradores eólicos e solares cujas usinas foram cortadas por restrições de rede (REL) ou confiabilidade elétrica (CNF). O período coberto vai de setembro de 2023 a novembro de 2025. O valor quantificado pela BrazilGrid, cruzando 8,7 milhões de registros semi-horários de curtailment com o CMO do ONS: R$ 1,766 bilhão.
Como o Cálculo Funciona
Cada meia-hora de energia cortada foi valorada pelo CMO do subsistema naquele instante. O curtailment por usina é calculado como GREATEST(geração_estimada - geração_verificada, 0), excluindo apenas os registros com flag inválido e estimativa zero — a única combinação que produziria curtailment fictício. A lei exclui razão ENE (excesso energético) e PAR (parecer de acesso), mantendo apenas REL e CNF como elegíveis.
As franquias regulatórias permanecem: 82 horas/ano para eólica, 41 horas/ano para solar, pro-rateadas pelos subperíodos do retroativo. Na prática, a franquia é quase irrelevante: em 2025, 88% das usinas analisadas já a haviam ultrapassado. A franquia absorveu apenas 4,1% do valor bruto (R$ 75,5 milhões de R$ 1.841 milhões).
A Surpresa: CNF Domina com 89,8%
A percepção pública sugeriu que o REL — falhas físicas de rede — seria o principal driver do ressarcimento. Os dados contrariam essa intuição: CNF responde por R$ 1.587 milhões (89,8%), enquanto REL fica em R$ 179 milhões (10,2%).
Isso tem uma explicação estrutural. A pesquisa BrazilGrid identificou que a classificação CNF/ENE pelo ONS segue uma heurística temporal, não necessariamente condições físicas distintas da rede. O padrão: entre 0h e 10h BRT, 99% dos registros são classificados como CNF, independente da condição de rede. Entre 13h e 17h, 80-94% tornam-se ENE. Em 52,2% dos dias analisados, a classificação é "full CNF" por 24 horas; em outros 34,6%, há uma transição temporal CNF/ENE. Nenhuma condição física muda às 11h da manhã — o que muda é a heurística operacional.
A Aceleração Exponencial
A evolução temporal revela a velocidade com que o problema cresceu:
| Subperíodo | Valor Ressarcível | % do Total |
|---|---|---|
| Out-Dez/2023 (3 meses) | R$ 4,0M | 0,2% |
| Jan-Dez/2024 (12 meses) | R$ 339,1M | 19,2% |
| Jan-Nov/2025 (11 meses) | R$ 1.423M | 80,6% |
Onze meses de 2025 concentram mais de quatro vezes o valor de todo o ano de 2024. O sistema não estava degradando lentamente — estava acelerando.
Quem Recebe: Mapa por Estado
O RN lidera com R$ 689 milhões (39% do total), seguido da BA com R$ 397 milhões (22,5%) e MG com R$ 302 milhões (17,1%). Os três estados somam quase 80% de todo o ressarcimento. No nível de conjuntos, os dez maiores passivos individuais variam de R$ 36M a R$ 50M — todos localizados em RN, BA e MG.
A Projeção 2026: Onde o Número Fica Assustador
O retroativo de R$ 1,77 bilhão é gerenciável dentro do sistema tarifário brasileiro — aproximadamente 0,3% da receita setorial anual. O problema está na trajetória à frente. Com base nos dados de janeiro de 2026 (R$ 474 milhões apenas de REL+CNF em um único mês), a projeção anualizada conservadora aponta R$ 2 bilhões; o cenário-base, R$ 5,69 bilhões; o agressivo, R$ 7-8 bilhões.
A explosão vem de dois fatores simultâneos: volume (janeiro de 2026 registrou 3,34 TWh curtailados, ante 0,54 TWh em janeiro de 2025, alta de 515%) e preço (CMO SE elevado no período seco multiplica o valor de cada MWh perdido).
O irônico é que a Lei 15.269 vetou a compensação futura. Os geradores têm cobertura até novembro de 2025 e nada depois. O que era um passivo retroativo administrável pode se tornar uma disputa judicial crescente para os meses seguintes — sem proteção legal clara e sem soluções estruturais (Bipolo I/II, BESS) chegando antes de 2028-2029.
O Que Determina o Valor Final
O principal risco para o valor de R$ 1,77 bilhão não é técnico — é regulatório. Se a ANEEL, via CP45, reclassificar parcela do CNF como ENE, o passivo cai:
- Reclassificação de 30% do CNF: valor cai de R$ 1,77B para ~R$ 1,29B
- Reclassificação de 50%: cai para ~R$ 970M
- Cenário agressivo (apenas noturno real = CNF): cai para R$ 400-600M
A definição desta fronteira CNF/ENE é, portanto, a decisão regulatória mais cara do setor elétrico em 2026. Geradores que aderiram ao termo de compromisso e desistiram de ações judiciais apostaram que a ANEEL manterá a classificação atual. É uma aposta com R$ 1,3 bilhão de variância.