A maior penetração de fontes intermitentes renováveis no Brasil resultou em restrições de transmissão, desafios operacionais e períodos de excesso de oferta de energia, contribuindo para maiores níveis de corte (curtailment) de energia eólica e solar. De acordo com análise recente da Aurora Energy Research, a energia solar em certos estados, como Bahia, terá taxas de corte superiores a 30% de forma consistente até 2030, com variações mensais significativas.
Para os agentes de mercado, o curtailment se traduz diretamente em custos mais altos. Quando as usinas são obrigadas a reduzir a geração, a energia esperada — e muitas vezes já contratada — não é entregue. No Brasil, o desenho de mercado agrava esse impacto: ao contrário de outros países onde a energia cortada é liquidada a preço zero, os geradores precisam cobrir suas posições no mercado de curto prazo ao preço do PLD, atualmente próximo de R$60/MWh.
Além do curtailment, as renováveis também estão expostas a outros riscos estruturais, advindos da mudança da matriz elétrica, como volatilidade intradiária e aumento dos diferenciais de preço de energia entre submercados (por exemplo, Nordeste–Sudeste). Combinados, esses riscos podem adicionar mais de R$110/MWh ao custo do PPA. Sem mecanismos adequados de precificação, isso pode corroer receitas, reduzir o índice de cobertura da dívida (DSCR) para abaixo de 0,5 e comprometer a saúde financeira dos projetos.
“No Brasil, a socialização de custos está no centro do debate regulatório, mas nossos resultados mostram que o efeito é limitado: entre renováveis centralizadas, o alívio para a solar fotovoltaica na Bahia é praticamente nulo, e mesmo com a inclusão da MMGD a redução é de apenas 24%. A maior parte dos custos persiste devido à congestão de rede, reforçando a urgência de sinais locacionais e da expansão direcionada da transmissão”, diz o gerente de Projetos da Aurora Energy Research, Matheus Dias.
Embora o Brasil enfrente uma versão particularmente aguda desse problema, o curtailment não é exclusivo do país. Entre 40 mercados analisados globalmente, quase dois terços (65%) não oferecem compensação financeira para o curtailment, deixando os geradores com todo o risco. Mercados da América do Norte e Latina geralmente não possuem mecanismo de compensação de custos, ou, como no caso do Chile, combinam sinais locacionais claros de preços nodais com um esquema de socialização que distribui os custos entre os geradores renováveis.
“Seguindo a tendência global dos mercados com alta penetração de renováveis, o Brasil precisa refletir de forma mais precisa, na precificação dos PPAs, os riscos estruturais associados à volatilidade — como curtailment, spreads entre submercados e spreads intradiários”, comenta o líder de Mercado no Brasil da Aurora Energy Research, Rodrigo Borges. “Hoje, o curtailment é o principal fator de risco, mas nossas análises indicam que, nos próximos 15 anos, o risco de modulação deve se tornar ainda mais relevante, superando o impacto do próprio curtailment. Esses fatores podem reduzir receitas em até R$114/MWh e derrubar o DSCR de 1,4 para 0,4, dependendo da forma como foram precificados. Essa nova realidade exige estratégias de mitigação para projetos existentes e um novo equilíbrio entre oferta e demanda para viabilizar projetos futuros.”
Especialistas da Aurora destacam a necessidade de precificação adequada nos PPAs, incorporando múltiplos riscos, sendo o curtailment um dos mais relevantes no atual contexto de alta penetração renovável e alta volatilidade. A socialização de custos é a opção mais debatida, mas tem impacto limitado: socializar o curtailment energético entre renováveis centralizadas pouco altera para a solar na Bahia, e estender o esquema para a Geração Distribuída (MMGD) reduz custos em menos de 25%. Em última análise, apenas sinais locacionais claros e expansão direcionada da transmissão podem resolver a raiz do problema, avalia a Aurora.
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