O aumento do curtailment de energia renovável no Brasil pode adicionar mais de R$ 110/MWh ao custo de contratos de compra e venda de energia (PPAs), reduzir o índice de cobertura da dívida (DSCR) para abaixo de 0,5 e comprometer a viabilidade financeira de empreendimentos. A conclusão é de estudo da Aurora Energy Research, que identifica os cortes de geração como o principal risco atual para os projetos solares e eólicos.

Segundo a consultoria, a maior participação de renováveis intermitentes tem provocado restrições de transmissão, períodos de excesso de oferta e maior necessidade de modulação da geração. No caso da energia solar, a Bahia deve registrar taxas de curtailment superiores a 30% de forma consistente até 2030, com variações mensais significativas.

No Brasil, o impacto financeiro dos cortes é intensificado pelo desenho do mercado. Quando as usinas precisam reduzir a produção, a energia já contratada deve ser recomprada no mercado de curto prazo ao preço do PLD, próximo de R$ 60/MWh. Em outros países, a energia cortada muitas vezes é liquidada a preço zero, aliviando os geradores.

Além do curtailment, o estudo aponta riscos adicionais, como a volatilidade intradiária e os diferenciais de preço entre submercados, especialmente entre Nordeste e Sudeste. Combinados, esses fatores ampliam o custo dos PPAs e afetam diretamente a capacidade de financiamento dos projetos.

A Aurora analisou 40 mercados internacionais e verificou que 65% deles não oferecem compensação financeira aos geradores em situações de curtailment. Na América Latina, a maioria segue esse padrão, com exceção do Chile, que adota preços nodais e socialização parcial dos custos.

A socialização no Brasil, no entanto, teria efeito limitado. Segundo a Aurora, entre projetos centralizados o impacto para a solar na Bahia seria nulo, e mesmo incluindo a geração distribuída a redução dos custos não ultrapassaria 24%.

“O efeito é limitado. A maior parte dos custos persiste devido à congestão da rede, reforçando a urgência de sinais locacionais e da expansão direcionada da transmissão”, afirmou Matheus Dias, gerente de projetos da Aurora.

Para Rodrigo Borges, líder de mercado da Aurora no Brasil, o risco de modulação deve ganhar relevância nos próximos anos. “Hoje, o curtailment é o principal fator, mas nossas análises indicam que a modulação deve superar seu impacto em até 15 anos, podendo reduzir receitas em até R$ 114/MWh e derrubar o DSCR de 1,4 para 0,4”, disse.