artigo de opinião escrito por Tabata Silva Gaia

A matriz elétrica brasileira é estruturada em torno de um parque hidrelétrico interligado, com doze bacias de regimes de chuva parcialmente complementares e usinas organizadas em cascata, cujo despacho é definido de forma centralizada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) visando à eficiência do Sistema Interligado Nacional (SIN) como um todo. Essa arquitetura confere ao país uma flexibilidade operacional relevante, mas também cria uma consequência que nem sempre é bem compreendida fora do círculo técnico do setor: uma usina pode ser instruída a gerar menos do que sua Garantia Física simplesmente porque, naquele momento, é mais eficiente que outra gere em seu lugar. Foi para tratar dessa distorção que o Decreto nº 2.655/1998 instituiu o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), reunindo as hidrelétricas despachadas centralizadamente em uma espécie de condomínio no qual a energia gerada pelo conjunto é redistribuída entre os participantes na proporção da garantia física de cada um, e não da geração física individual.

O indicador que resume, mês a mês, o resultado desse mecanismo é o GSF (Generation Scaling Factor), calculado pela CCEE como a razão entre a energia total gerada pelas usinas participantes e a soma de suas garantias físicas. Quando esse percentual fica abaixo de 100%, todas as usinas do MRE recebem, contabilmente, menos energia do que sua garantia física — mesmo as que geraram dentro do esperado —, sendo obrigadas a comprar a diferença no mercado de curto prazo (MCP), justamente quando o preço de liquidação tende a estar mais elevado. Esse desenho, concebido para diluir um risco pontual, revelou-se estruturalmente frágil a partir de 2014, quando uma sequência de anos hidrologicamente desfavoráveis levou o GSF a patamares persistentemente baixos, muito além do previsto pelos agentes ao contratar suas garantias físicas.

A resposta do setor a essa crise foi, em boa parte, judicial. Geradores buscaram liminares já em 2015, argumentando que parcela do risco não deveria recair integralmente sobre eles, e os valores represados por decisões judiciais relacionadas ao tema chegaram a somar cerca de R$ 10 bilhões. Duas leis tentaram equacionar o problema pela via regulatória: a Lei nº 13.203/2015, que autorizou a repactuação do risco hidrológico no Ambiente de Contratação Regulada, com efeitos retroativos a 2015 e extensão de outorgas como contrapartida financeira, e a Lei nº 14.052/2020, que estendeu lógica semelhante ao Ambiente de Contratação Livre. Ainda assim, centenas de ações judiciais permaneceram em curso por quase uma década, mantendo o setor sob nível relevante de insegurança jurídica.

Esse capítulo específico da história do GSF encontrou desfecho relevante em 2025. A Medida Provisória nº 1.300/2025 criou as bases para o Mecanismo Concorrencial do GSF, leilão de adesão voluntária para negociação dos títulos represados por liminares, operacionalizado pela CCEE em agosto daquele ano. A operação movimentou R$ 1,34 bilhão, reduziu em cerca de 72% o passivo represado e levou à renúncia de grande parte das ações judiciais em curso, restando vigentes basicamente apenas decisões favoráveis a Pequenas Centrais Hidrelétricas. Decisões judiciais adicionais, no final de 2025 e início de 2026, reforçaram esse encerramento — desfecho que a própria CCEE associa à preparação do setor para a abertura integral do mercado livre de energia.

É importante não confundir esse desfecho com o encerramento do risco hidrológico em si. O que foi resolvido em 2025 foi o passivo financeiro acumulado ao longo de uma década de anos hidrologicamente adversos; a característica estrutural que originou esse passivo — um sistema majoritariamente hidrelétrico, com despacho centralizado e exposto à variabilidade climática — permanece. Nesse sentido, a Resolução Normativa ANEEL nº 1.085/2024, publicada em março daquele ano, trata de uma frente distinta e complementar: não a de indenizar perdas passadas, mas a de corrigir, de forma prospectiva, as regras de participação de um grupo específico de usinas no MRE.

O que foi resolvido em 2025 foi o passivo financeiro acumulado ao longo de uma década de anos hidrologicamente adversos.

A norma, que altera a Resolução Normativa nº 1.033/2022, foi motivada por uma distorção identificada nas usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente (UHEndc): empreendimentos que participam do mecanismo de compartilhamento de risco, mas cujo comportamento de geração nem sempre reflete o risco hidrológico sistêmico que o MRE foi desenhado para diluir. Para tratar disso, a resolução cria três elementos centrais. O Fator de Contribuição ao MRE (FCM), calculado anualmente pela CCEE em maio, relaciona a garantia física de cada usina alcançada à energia efetivamente gerada no período. A Garantia Física Apurada (GFa), em vigor desde 1º de maio de 2025, passa a ser a referência de alocação de energia no MRE sempre que o FCM de uma usina não atingir o requisito mínimo definido em tabela própria, substituindo, nesses casos, a garantia física original por um valor inferior — calculado para o ano seguinte ao da apuração. E o Fator de Geração (FG), que mede a razão entre geração média e garantia física das usinas despachadas centralizadamente, funciona como parâmetro de correção do requisito mínimo de FCM e de outros dispositivos já previstos na regulação.

A CCEE já sinalizou os ajustes operacionais necessários, com destaque para o uso combinado de FCM e FG na avaliação da geração média das usinas alcançadas, a aplicação de indicadores de disponibilidade como o IVV e o DISP_VV — com histórico de até 60 meses — para separar risco hidrológico de indisponibilidade operacional, e regras de transição enquanto o sistema de medição para fins de faturamento não estiver plenamente operacional. Essa separação entre indisponibilidade e risco hidrológico é o ponto mais delicado da nova regra: bem definida no papel, sua execução depende de julgamento técnico e de dados históricos consistentes, e a experiência recente do setor com o GSF mostra que a distância entre uma norma bem desenhada e um mercado que a executa sem gerar novas disputas costuma ser maior do que parece no momento da publicação.

Para os agentes expostos a ativos hidrelétricos, as implicações práticas já podem ser mapeadas. Geradores titulares de UHEndc precisam monitorar o próprio FCM ano a ano, deixando de tratar a garantia física original como referência fixa de alocação. Comercializadoras e consumidores livres com contratos lastreados nesse tipo de usina devem incorporar, à due diligence de novos contratos, uma análise do histórico de contribuição ao MRE, e não apenas da garantia física nominal do empreendimento. Investidores e financiadores de projetos hidrelétricos, por sua vez, tendem a se beneficiar de modelos financeiros que incorporem cenários de aplicação da GFa, em vez de tratarem a garantia física outorgada como premissa fixa de receita.

O encerramento de boa parte do contencioso histórico do GSF e a entrada em vigor da Garantia Física Apurada, em maio de 2025, formam, em conjunto, um movimento raro de maturidade regulatória: resolver o passivo acumulado e, ao mesmo tempo, corrigir a estrutura que o originou. Mas o MRE não deixou de ser um mecanismo em constante evolução — a própria REN nº 1.085/2024 nasceu de um processo administrativo aberto ainda em 2009, o que já indica o tempo que esse tipo de ajuste costuma levar para amadurecer na ANEEL. Sua eficácia só poderá ser avaliada nos próximos ciclos anuais de apuração do FCM e da GFa, o que reforça a necessidade de acompanhamento contínuo de um mecanismo que, em quase três décadas de existência, provou nunca ser definitivo.