Curtailment e o risco de um gargalo estrutural no setor elétrico brasileiro

Sem critérios transparentes de operação, mecanismos claros de compensação e instrumentos adequados de compartilhamento de riscos, o setor elétrico brasileiro continuará exposto a desequilíbrios que comprometem sua atratividade.

O avanço das energias renováveis no Brasil, especialmente das fontes eólica e solar, é frequentemente celebrado como um dos principais vetores da transição energética. No entanto, esse crescimento acelerado começa a revelar um problema estrutural ainda pouco compreendido fora do setor elétrico: o curtailment.

O termo, de origem inglesa, refere-se à redução ou ao corte da geração de energia, determinado pelo operador do sistema mesmo quando as usinas estão plenamente aptas a produzir. Trata-se, em essência, de uma limitação da inserção de energia na rede elétrica, que advém de uma decisão operacional adotada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para preservar a estabilidade do sistema e equilibrar oferta e demanda.

À primeira vista, o curtailment pode parecer um mecanismo eminentemente técnico de gestão do sistema. Mas o aumento recente de sua incidência no Brasil revela algo mais profundo: um descompasso entre o ritmo de expansão da geração das energias renováveis e a incapacidade estrutural do sistema de transmissão de absorvê-las.

O fenômeno deixou de ser episódico. Hoje, ele reflete falhas históricas de planejamento, especialmente no que diz respeito à expansão da infraestrutura de transmissão de energia. Regiões com alta concentração de geração de energia renovável, como o Nordeste, convivem com limitações relevantes de escoamento. Ao mesmo tempo, houve uma expansão recente e pouco coordenada das fontes intermitentes, sem a correspondente evolução de mecanismos de flexibilidade.

O modelo brasileiro, concebido em um contexto de predominância hidrelétrica, não foi desenhado para lidar com a variabilidade típica da geração eólica e solar. Faltam instrumentos como armazenamento em larga escala e sistemas eficazes de resposta da demanda, além de maior coordenação entre outorga, acesso à rede e capacidade efetiva de transmissão.

O impacto mais imediato desse cenário é econômico. Projetos de energia renovável são estruturados com base em receitas previsíveis de longo prazo, frequentemente vinculadas a contratos complexos e financiamentos robustos. Quando a geração é interrompida, mas as obrigações contratuais permanecem, há uma ruptura direta nessa lógica.

O regime atual, na prática, transfere de forma assimétrica o risco sistêmico para os geradores, sem oferecer contrapartidas regulatórias claras. Isso compromete a previsibilidade dos fluxos de caixa, fragiliza a sustentabilidade dos empreendimentos e já começa a se refletir no aumento do custo de capital e na reprecificação de contratos.

Mas talvez o ponto mais sensível seja a insegurança jurídica. O Brasil ainda não dispõe de um regime regulatório consistente para lidar com o curtailment. Em muitos casos, sobretudo quando os cortes são motivados por razões de confiabilidade do sistema, não há qualquer ressarcimento, mesmo quando tais decisões decorrem de limitações estruturais.

As lacunas são evidentes: não há critérios suficientemente claros e auditáveis para a aplicação dos cortes (somente em 2025 estima-se um custo de R$ 6 bilhões para o setor); inexiste um modelo de compartilhamento de custos; persiste uma assimetria relevante entre geração centralizada e distribuída; e falta padronização contratual sobre a alocação desse risco.

O resultado é um ambiente de incerteza crescente, que tende a ampliar a judicialização. Disputas envolvendo reequilíbrio econômico-financeiro e responsabilização do poder concedente devem se tornar cada vez mais frequentes, um cenário que, por si só, já afasta investimentos e encarece o desenvolvimento do setor.

Importa destacar que o curtailment não é uma exclusividade brasileira. Mercados mais maduros, como o da Califórnia, também enfrentam o problema, justamente em razão do descompasso entre a expansão das renováveis, a infraestrutura de transmissão e a capacidade de armazenamento. A diferença é que, nesses mercados, há maior previsibilidade regulatória e instrumentos mais sofisticados de mitigação.

No Brasil, o risco é outro: permitir que um fenômeno inerente à transição energética se transforme em um gargalo estrutural. Sem critérios transparentes de operação, mecanismos claros de compensação e instrumentos adequados de compartilhamento de riscos, o setor elétrico brasileiro continuará exposto a desequilíbrios que comprometem sua atratividade.

A transição energética exige mais do que expansão de capacidade instalada. Ela demanda planejamento sistêmico, coordenação regulatória e segurança jurídica. Ignorar essas dimensões é colocar em risco não apenas novos investimentos, mas a própria sustentabilidade do modelo elétrico no longo prazo.

Renato Fernandes de Castro e outros profissionais do escritório Almeida Prado e Hoffmann Advogados escrevem para o BE News quinzenalmente, com seus artigos publicados sempre às quintas-feiras