Aneel suspende UG13 de Belo Monte por falha e recontabiliza indisponibilidade retroativa

A ANEEL suspendeu a operação comercial da unidade geradora UG13 da Usina Hidrelétrica de Belo Monte, com capacidade instalada de 611,1 MW, em decisão publicada no Diário Oficial da União em 10 de julho de 2026. A medida foi motivada por uma falha detectada no estator da unidade, caracterizada por deformações nas chapas do núcleo e perda de aperto axial do núcleo magnético, e visa adequar a situação regulatória à condição técnica real do equipamento.

A suspensão tem efeitos retroativos a 20 de outubro de 2025, data em que a UG13 entrou em manutenção e permaneceu indisponível. A agência determinou a recontabilização dos índices de energia e indisponibilidade desde o início da ocorrência, o que altera o balanço energético da Norte Energia, concessionária da usina, para o período e pode gerar reflexos na liquidação de contratos e exposição no mercado de curto prazo na CCEE.

A decisão regulatória se baseia na Resolução Normativa 1.029/2022, que estabelece os prazos e procedimentos para a comunicação de indisponibilidades de unidades geradoras. A ANEEL concluiu que a Norte Energia comunicou a indisponibilidade contínua da UG13 com 83 dias de atraso em relação ao prazo regulamentar, rejeitando a justificativa da concessionária de que a falha só se configurou em janeiro de 2026.

A retirada de 611,1 MW de capacidade de uma usina hidrelétrica de grande porte como Belo Monte reduz diretamente a oferta de energia disponível no SIN, forçando o despacho de usinas termelétricas mais caras ou aumentando a importação de energia, o que tende a pressionar o PLD. O mercado já projeta um PLD médio acima de R$ 300/MWh para 2026, influenciado por chuvas abaixo do esperado, enquanto o PLD no Sudeste/Centro-Oeste está hoje em R$ 57,31/MWh.

A Norte Energia é a principal afetada, arcando com os custos de reparo do estator e a exposição no mercado de curto prazo devido à indisponibilidade retroativa da UG13, além de possíveis penalidades regulatórias pelo atraso na comunicação. Geradores com contratos de venda de energia podem se beneficiar de um PLD mais alto, enquanto consumidores livres e distribuidoras no ACR tendem a perder com o aumento dos custos de energia e, consequentemente, das tarifas.

A decisão da ANEEL estabelece um precedente regulatório rigoroso, sinalizando ao mercado a importância da comunicação tempestiva de falhas e indisponibilidades e reforçando a fiscalização sobre a conformidade das concessionárias. Essa postura impacta a gestão de risco e compliance de outros agentes, exigindo maior precisão nos dados de geração e na interação com o regulador.

A indisponibilidade de uma unidade hidrelétrica de base reduz a flexibilidade operativa e a capacidade de resposta do SIN, especialmente em um contexto de crescente intermitência das fontes renováveis e desafios na integração de 8,7 GW de restrições no Nordeste. Isso eleva o risco de desbalanço entre lastro e contratos, podendo exigir o acionamento de térmicas mais caras e impactar a segurança energética, além de adicionar complexidade ao planejamento do ONS.