Estudo alerta para riscos estruturais da matriz elétrica, como congestão de rede e volatilidade, que ameaçam a rentabilidade de projetos solares e eólicos
A expansão acelerada da energia renovável no Brasil, especialmente solar e eólica, traz ganhos ambientais e fortalece a transição energética. No entanto, um efeito colateral começa a preocupar investidores e desenvolvedores, o curtailment, a necessidade de cortar a geração de energia devido a restrições de transmissão ou excesso de oferta no sistema.
Segundo análise recente da Aurora Energy Research, o fenômeno já adiciona mais de R$ 40/MWh ao custo de novos contratos de compra de energia (PPAs) e, quando combinado a outros riscos estruturais, pode elevar o custo total em mais de R$ 110/MWh.
Taxas elevadas de corte no Nordeste
A consultoria global projeta que estados como a Bahia terão taxas de corte superiores a 30% de forma consistente até 2030, com variações mensais significativas. O problema decorre da alta concentração de geração renovável intermitente em regiões com infraestrutura de transmissão limitada, o que leva a períodos de congestão na rede elétrica.
Para os agentes de mercado, o impacto é direto. Quando as usinas são obrigadas a reduzir a produção, a energia esperada, e muitas vezes já contratada, deixa de ser entregue. No Brasil, o efeito é ainda mais severo porque, 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.
Riscos adicionais para PPAs e financiamentos
Além do curtailment, a Aurora aponta outros fatores de risco em ascensão: a volatilidade intradiária e os diferenciais de preço entre submercados, como Nordeste–Sudeste. Somados, esses elementos podem corroer receitas, comprometer o índice de cobertura da dívida (DSCR), em alguns cenários caindo de 1,4 para 0,4, e colocar em risco a viabilidade financeira dos projetos.
Segundo Rodrigo Borges, Líder de Mercado no Brasil da Aurora, o mercado de energia renovável no Brasil está em um ponto de inflexão. a falta de uma precificação precisa dos riscos de volatilidade nos contratos pode ter consequências graves.
“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. 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.”
Brasil não está sozinho no desafio
Embora o problema se manifeste de forma aguda no Brasil, ele não é exclusivo do país. A Aurora analisou 40 mercados globais e constatou que quase dois terços (65%) não oferecem compensação financeira para o curtailment, deixando os geradores expostos ao risco total.
Na América Latina, por exemplo, Chile adota preços nodais, que refletem as restrições locais da rede, combinados a um esquema de socialização de custos. Esse modelo distribui os impactos entre os geradores renováveis, mas não elimina o problema.
Socialização de custos: solução parcial
No Brasil, a socialização de custos tem sido discutida como alternativa. A Aurora, porém, alerta para sua eficácia limitada.
Conforme explica Matheus Dias, Gerente de Projetos da consultoria, a energia solar na Bahia não tem alívio significativo e os custos de congestão de rede continuam elevados, reforçando a necessidade de soluções mais estruturais, como a expansão da transmissão.
“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.”
Em outras palavras, dividir os custos pode aliviar parcialmente a pressão sobre determinados agentes, mas não resolve a raiz do problema: a necessidade de reforçar e expandir a infraestrutura de transmissão elétrica para acompanhar a velocidade da inserção de novas fontes.
Estratégias para o futuro
A Aurora conclui que apenas a combinação de precificação adequada nos PPAs, sinais locacionais claros e investimentos direcionados em transmissão será capaz de dar sustentabilidade à expansão das renováveis no Brasil.
No curto prazo, investidores e desenvolvedores precisarão adotar mecanismos de mitigação de risco, como contratos mais sofisticados, diversificação geográfica dos ativos e maior alinhamento entre oferta e demanda. No longo prazo, caberá ao setor público e privado desenhar um modelo capaz de sustentar a competitividade do país em energia limpa sem comprometer a saúde financeira dos projetos.
