Cortes de geração: o que muda com a REN 1.170 da ANEEL e por que 40 GW de solar foram devolvidos

Resposta rápida: em 6 de outubro, a ANEEL aprovou a regra que passa a repartir os cortes por excesso de oferta entre as diferentes fontes, incluindo hidrelétricas, de forma gradual. Ela só vale de fato 18 meses depois da publicação, após um ano de "período sombra". Na mesma semana, a agência negou tratar atraso de obra de transmissão como indisponibilidade externa. E a Absolar contou 40,6 GW de projetos solares devolvidos em 2026.

O que aconteceu

A regra nova. A Resolução Normativa ANEEL nº 1.170, de 6 de outubro de 2026, encerra a Consulta Pública 45/2019, um debate de sete anos com três fases de contribuição. Ela estabelece os critérios para os cortes de usinas despachadas ou programadas pelo ONS e classifica os eventos em três tipos: indisponibilidade externa, confiabilidade elétrica e razão energética, conforme a pv magazine Brasil e o texto publicado.

A negativa. Em decisão noticiada em 14 de outubro, a ANEEL rejeitou recursos de Auren, CPFL, Echoenergia, Elera, Engie, Spic e Voltalia. As empresas pediam que cortes em usinas do Ceará e do Rio Grande do Norte, desde setembro de 2023, fossem reclassificados de confiabilidade elétrica para indisponibilidade externa, porque decorreriam de atrasos em obras de transmissão. A agência entendeu que indisponibilidade externa exige ativos de rede já em operação comercial plena. Cronograma atrasado não conta, segundo o Portal Energia Limpa.

As desistências. Levantamento da Absolar publicado pela pv magazine Brasil aponta 923 projetos solares devolvidos em 2026, somando mais de 40,6 GW e R$ 134 bilhões que deixaram de ser investidos. As outorgas caíram de cerca de 110 GW em janeiro para 60 GW. Os cortes de 2026 já somam 1,4 GW médio, ou 25,3% da geração solar do período.

O que a REN 1.170 muda

Corte por excesso de oferta passa a ser repartido. Os cortes de natureza energética, quando sobra geração e falta carga, passam a ser compartilhados entre as fontes, com implantação progressiva. Hoje eles recaem principalmente sobre eólicas e solares.
Hidrelétricas entram aos poucos. A parcela hídrica ligada à energia vertida turbinável sobe em quatro anos: 25%, 50%, 75% e 100% da participação prevista no modelo final.
Autoprodução só perde o excedente. O corte energético atinge só a geração acima do consumo local. Em situações excepcionais de segurança, o ONS pode cortar também a parcela consumida, com critérios objetivos e auditáveis.
Corte elétrico continua onde resolve. Restrições físicas por razão elétrica seguem sendo aplicadas onde são mais eficazes, com o impacto distribuído entre os agentes elegíveis.
Contestação com filtro. A ANEEL vai alterar a REN 1.017 para tratar contestações de reclassificação com critérios de materialidade e impacto econômico.
Transparência. Auditoria independente permanente dos cálculos do ONS, divulgação de dados e parâmetros, e relatórios periódicos de ONS e CCEE.

O prazo é longo. O período sombra começa 180 dias depois da publicação e dura 12 meses, com resultados mensais. A aplicação plena começa 18 meses após a publicação. Até lá, valem as regras atuais.

Por que importa para você

Para quem opera usinas eólicas e solares, a divisão melhora no médio prazo, mas não resolve o volume de corte. Como disse Eduardo Tobias, sócio-fundador da Watt Capital, à pv magazine: "a gente descobriu como o 'bolo' será dividido, mas permanece difícil estimar o diâmetro do 'bolo'". O corte por razão energética já é a maior parcela, como mostramos no Radar do curtailment de setembro, e continua fora do ressarcimento.

Para desenvolvedores, a negativa de 14 de outubro deixa claro onde está o risco. Nas palavras da área técnica da ANEEL, citada pelo Portal Energia Limpa, os riscos do sistema de transmissão "acompanham os agentes de geração desde a obtenção do parecer de acesso". Atraso de obra de rede passa a ser um risco do projeto, não do sistema.

Para autoprodutores e projetos junto à carga, a regra é boa notícia: só o excedente é cortado. É a tese que Tobias aponta como espaço de crescimento: geração junto à carga, com ou sem bateria, evita curtailment, TUST, perdas e rateio de Ercap.

O que fazer com isso

Registrar a causa de cada corte. O dinheiro está na classificação do evento. Guarde ordens do ONS, horários, duração, setpoints e dados de irradiância ou vento de cada evento, com carimbo de tempo.
Acompanhar o período sombra. Os relatórios mensais vão mostrar quanto do corte da sua usina migraria para outras fontes. Use esses números para refazer a projeção de receita antes de a regra valer.
Precificar o risco de transmissão no projeto novo. Se a usina depende de uma obra de rede ainda não energizada, trate o atraso como risco seu. Inclua cenários de corte no dimensionamento, como explicamos em Curtailment e dimensionamento de projetos.
Separar o passivo do futuro. Cortes de setembro de 2023 a novembro de 2025 seguem pelo acordo da Lei 15.269. Veja como conferir os números da usina antes de assinar. A REN 1.170 vale para o futuro.
Reavaliar a geração junto à carga. Para quem está decidindo onde investir, a combinação de solar e bateria no consumidor ficou mais competitiva frente à usina remota.

Onde a STEMIS entra

O STEMIS SCADA e o STEMIS Grid Monitor registram setpoints, alarmes, disponibilidade e dados meteorológicos com carimbo de tempo. É a base para separar corte de rede de perda técnica e para sustentar a classificação de cada evento.

Para projetos novos, o STEMIS Grid Design simula geração, bateria e restrições de injeção, o que permite comparar uma usina exposta a corte com uma alternativa de geração junto à carga.

Perguntas frequentes

O que é a REN 1.170/2026?

É a resolução da ANEEL, de 6 de outubro de 2026, que define os critérios de corte de geração para usinas despachadas ou programadas pelo ONS. Ela classifica os eventos em indisponibilidade externa, confiabilidade elétrica e razão energética, e passa a repartir os cortes energéticos entre as fontes de forma progressiva.

Quando a nova regra de cortes começa a valer?

O período sombra começa 180 dias após a publicação e dura 12 meses, com resultados publicados mensalmente. A aplicação plena começa 18 meses depois da publicação. Até lá, valem as regras atuais.

Atraso em obra de transmissão conta como indisponibilidade externa?

Não, segundo a decisão da ANEEL noticiada em 14 de outubro de 2026. A agência entendeu que indisponibilidade externa exige ativos de rede já em operação comercial plena, e que os riscos de transmissão acompanham o gerador desde o parecer de acesso.

Quantos projetos solares foram devolvidos em 2026?

Segundo levantamento da Absolar publicado em 14 de outubro de 2026, foram 923 projetos, somando mais de 40,6 GW e R$ 134 bilhões em investimentos que deixaram de acontecer. O curtailment aparece como fator determinante nas decisões.

Quer organizar os dados de corte da sua usina por causa e por evento? Conheça o STEMIS SCADA.