O que você diria se soubesse que o ONS decide como classificar o curtailment da sua usina com base na hora do dia? Não com base em condições elétricas da rede. Não com base em medições de fluxo. Não com base em restrições identificadas. Com base no relógio.
Essa classificação — CNF (confiabilidade) versus ENE (energético) — determina diretamente quem recebe compensação financeira e quem não recebe, sob a Lei 15.269/2025. CNF é compensável. ENE não é. E a análise de 8,7 milhões de registros semi-horários do ONS revela que o padrão não é sutil. É mecânico.
O Switch Temporal
A hipótese foi testada com dados de janeiro/2023 a fevereiro/2026, examinando a proporção de curtailment classificado como CNF versus ENE em cada hora do dia. O resultado foi inequívoco.
Entre meia-noite e as 5h BRT: 99% CNF, 1% ENE. Entre 6h e 10h BRT: 85-95% CNF, enquanto o sol começa a surgir. Às 11h BRT: cruzamento exato, ~50% de cada. Entre 12h e 17h BRT: 6-20% CNF, 80-94% ENE. Entre 18h e 23h BRT: 95-99% CNF novamente, após o sol se pôr.
O cruzamento ocorre às 11h BRT com precisão mecânica. Não varia por região. Não varia por subestação. Não varia por nível de congestionamento da rede. Dos 236 conjuntos de usinas com curtailment ativo no período, 232 trocam de classificação no mesmo instante — simultaneamente, no mesmo dia, na mesma hora. Não há avaliação individual por circuito ou por condição de rede. Há um switch centralizado que opera com base no relógio.
A Lógica Aparente e Suas Falhas
A heurística tem uma lógica intuitiva: à noite, sem geração solar, o sistema perde inércia e suporte de tensão — curtailar por confiabilidade (CNF) faz sentido técnico. De dia, com sol e vento gerando simultaneamente, há excesso real de oferta — curtailar por razão energética (ENE) também parece razoável.
O problema é que essa lógica é simplista demais para um sistema com 236 conjuntos, restrições físicas distintas, subestações diferentes, e níveis de congestionamento que variam a cada meia hora.
O teste de validação é revelador: se CNF significasse genuinamente "confiabilidade elétrica", esperaríamos mais CNF quando a rede está folgada — curtailment por precaução. O contrário acontece. CNF aumenta monotonicamente com o intercâmbio NE→SE. Abaixo de 2.000 MW de fluxo: 37,0% CNF. Entre 2.000 e 4.000 MW: 42,3%. Entre 4.000 e 6.000 MW: 54,8%. Acima de 6.000 MW: 61,6%.
Quanto mais estressado o corredor de transmissão, mais curtailment é classificado como CNF. A explicação é simples: intercâmbio alto correlaciona com geração eólica noturna — e à noite, o relógio diz CNF. A classificação não reflete a física da rede. Reflete o horário.
Dois Níveis de Heurística
A investigação mais profunda revelou que o mecanismo opera em dois níveis.
No primeiro nível — o regime do dia — em 52,2% dos dias, o ONS classifica tudo como CNF por 24 horas, sem variação. Isso inclui horários diurnos onde a causa evidente é excesso solar. Em 34,6% dos dias, aplica o padrão horário (CNF à noite, ENE de dia). Apenas 6,9% são dias predominantemente ENE e 6,2% são mistos.
No segundo nível — a hora do dia — nos dias que seguem o padrão horário, a transição CNF→ENE às 11h BRT tem acurácia de 82,7%.
Um preditor combinando esses dois níveis — detecta o regime do dia, depois aplica a heurística horária — atinge 87,5% de acurácia. Para contexto, um baseline naive (classificar tudo como a classe majoritária) acerta 54,7%. A classificação de curtailment do maior sistema interligado da América Latina é previsível por um algoritmo de duas regras.
O Impacto Bilionário
A distinção entre CNF e ENE não é burocrática. É financeira. A Lei 15.269/2024 aprovou compensação retroativa para curtailment classificado como REL e CNF entre setembro/2023 e novembro/2025. ENE está explicitamente excluído.
Os números de 2025: ENE respondeu por ~20 TWh (54% do total, não compensável). CNF respondeu por ~12 TWh (32%, compensável). REL respondeu por ~5 TWh (14%, compensável). Em fevereiro de 2026, a proporção ENE já subiu para 73-79% do total. O ONS projeta que ENE será 96% de todo o curtailment dentro de três anos.
Se a projeção se confirmar, a compensação aprovada pela Lei 15.269 se torna residual. Dos R$ 5,2 bilhões em curtailment estimados para 2025, aproximadamente R$ 3,8 a 4,1 bilhões estão classificados como ENE — e, portanto, não compensáveis. O paradoxo regulatório é evidente: 85% não-compensável em teoria, 98,5% na prática — o mecanismo de compensação regula essencialmente a não-compensação.
O Mesmo MW, Destinos Opostos
Para o gerador eólico costeiro com produção noturna forte: o curtailment é CNF. Compensação garantida.
Para o gerador fotovoltaico ou eólico de interior com pico diurno: o curtailment é ENE. Sem compensação. Mesmo fenômeno físico — excesso de geração renovável que não escoa pelo corredor NE→SE saturado. Destino financeiro oposto, determinado exclusivamente pela hora.
O mesmo MW curtailado às 10h59 BRT vale compensação. Às 11h01, não vale.
O campo de descrição torna o problema ainda mais explícito. Para ENE, o campo dsc_restrição é invariavelmente preenchido com uma única frase: "Controle de frequência do SIN." Sem exceção. Sem especificação de constraint física. Sem identificação de subestação, linha ou transformador. Uma descrição genérica idêntica para milhões de registros. CNF e REL, por contraste, citam IOs específicas e tickets SGI rastreáveis. ENE é uma caixa-preta sem rastreabilidade — e é a categoria que concentra bilhões em perdas não compensáveis.
O impasse regulatório em fevereiro de 2026 reflete a gravidade: a ANEEL rejeitou 3 a 2 reabrir a consulta pública sobre classificação. Geradores não aderem ao termo de compromisso porque aderir exige renunciar ao direito de litigar — e, com a classificação sendo heurística, muitos consideram que parcela relevante do ENE deveria ser CNF. Cada mês adiciona centenas de GWh ao passivo não resolvido, com a proporção ENE apenas crescendo.
Se o ONS mantém a heurística temporal, que ela seja pelo menos explícita — que o Manual de Procedimentos documente que CNF é aplicado entre 18h e 11h BRT e ENE entre 11h e 18h BRT. Transparência mínima para um mecanismo que define bilhões de reais em compensação.