Mercado de energia incorpora risco de curtailment e eleva custo para renováveis

O mercado brasileiro de energia elétrica está ajustando suas projeções para projetos renováveis, incorporando o risco de *curtailment* — os cortes na geração eólica e solar determinados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Essa nova precificação resulta em taxas de desconto mais elevadas para novos empreendimentos e impacta diretamente a previsibilidade de receita dos geradores.

A questão do *curtailment* ganhou proeminência a partir de meados dos anos 2010, impulsionada pela expansão acelerada da capacidade de geração eólica e solar, especialmente na região Nordeste. A partir de 2021 e 2022, o ONS passou a emitir despachos de corte com maior frequência. Isso ocorreu porque a capacidade de geração em algumas áreas superou a infraestrutura de escoamento disponível na rede de transmissão, tornando o risco mais concreto para o setor.

Atualmente, o Brasil possui mais de 40 GW de capacidade instalada de energia eólica e solar, com forte concentração no Nordeste, a região mais afetada pelos cortes. Embora o volume total de energia *curtailada* não seja consolidado em dados oficiais, estimativas de mercado indicam que alguns projetos podem ter entre 5% e 15% de sua geração potencial cortada em períodos de pico. Isso representa uma perda significativa de receita para os geradores e um desperdício de energia limpa.

O ONS atua como o ator central na determinação desses cortes, visando a segurança e estabilidade do sistema elétrico. A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), por sua vez, define as regras de operação e remuneração da transmissão. Contudo, a ausência de um mecanismo claro de compensação para os geradores afetados pelo *curtailment* tem sido um ponto de debate regulatório. Atualmente, a responsabilidade pelo risco recai majoritariamente sobre o gerador, salvo exceções contratuais específicas.

A base regulatória para o *curtailment* reside nas Regras de Operação do ONS, que estabelecem os critérios para a segurança do sistema. Embora resoluções da ANEEL, como a REN 905/2020, definam as condições de acesso à rede, elas não abordam de forma explícita a compensação para a energia não gerada devido a restrições operacionais. Essa lacuna regulatória contribui para a elevação do risco percebido pelos investidores.

O principal impacto dessa situação é o aumento do custo de capital para novos projetos renováveis. Investidores e financiadores passam a exigir maiores taxas de desconto e *spreads* de juros para compensar o risco de ter parte da produção inviabilizada. Essa dinâmica pode desacelerar o ritmo de expansão da geração limpa no país, dificultando o cumprimento das metas de descarbonização e a transição energética, além de potencialmente encarecer a energia para o consumidor final a longo prazo.

Diante desse cenário, o governo tem priorizado a expansão da rede de transmissão. Leilões recentes da ANEEL, como o Leilão de Transmissão nº 01/2023, contrataram R$ 15,7 bilhões em investimentos focados em reforçar o escoamento de energia no Nordeste. Além disso, há discussões em andamento no Ministério de Minas e Energia (MME) e na própria ANEEL sobre possíveis mecanismos de compensação para geradores afetados, buscando mitigar o risco e atrair novos investimentos.

A revisão das Regras de Operação do ONS também é considerada uma medida crucial para otimizar o despacho e minimizar a necessidade de cortes. O problema do *curtailment* não é exclusivo do Brasil, sendo observado em mercados com alta penetração de fontes renováveis intermitentes, como Califórnia (EUA), Alemanha e Austrália. Nesses locais, são implementados mecanismos como mercados de serviços ancilares, sistemas de armazenamento de energia e, em alguns casos, compensações específicas ou prioridade de despacho para certas fontes, oferecendo modelos para o Brasil mitigar o desafio.