O termo curtailment – que em português pode ser traduzido como "corte de geração" – tornou-se uma preocupação crescente para as usinas eólicas e solares no Brasil. À medida que essas fontes de energia renovável ganham maior participação na matriz elétrica nacional, novos desafios operacionais surgem, exigindo ajustes para equilibrar oferta e demanda em tempo real.

O Operador Nacional do Sistema (ONS) precisa constantemente ajustar o volume de geração ao consumo. Com o aumento da geração solar e eólica, há momentos em que a oferta supera a demanda, especialmente no submercado Nordeste, forçando o desligamento temporário de diversas plantas, incluindo hidrelétricas, para manter a estabilidade do sistema.

Em certos momentos do dia, como no final da tarde, quando a geração solar diminui abruptamente, é necessário acionar outras fontes de energia, como hidrelétricas e termelétricas, o que também leva ao desligamento antecipado de usinas solares e eólicas. Essas medidas são essenciais para garantir a confiabilidade do sistema, mas resultam na redução da geração de energia dessas fontes renováveis, processo conhecido como curtailment.

O regulamento que trata dessas interrupções está previsto na Resolução Normativa 1.030/2022 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que define três tipos de cortes: por indisponibilidade externa, confiabilidade elétrica e restrição energética. Contudo, apenas o corte por indisponibilidade externa, relacionado à falha no sistema de transmissão, gera direito a compensação financeira.

Os cortes de geração nas usinas solares e eólicas no Nordeste tiveram um aumento expressivo em 2024. Em setembro, o corte médio nas usinas solares subiu para 34,8%, contra 4,8% em abril. Para as usinas eólicas, o salto foi de 2,2% para 18,1% no mesmo período. Esse aumento foi impulsionado pelo crescimento nos cortes de confiabilidade elétrica, que passaram de 1,3% em abril para 12,6% em setembro no caso das eólicas, e de 1,9% para 20,5% nas solares.

Esses cortes impactam financeiramente as empresas de duas maneiras: pela exposição ao Mercado de Curto Prazo (MCP), que é calculada com base no Preço de Liquidação de Diferenças (PLD), e pela degradação da garantia física, revisada anualmente. De acordo com a FSET, os cortes ocorridos em 2024 geraram prejuízos de R$ 711 milhões para as usinas eólicas e R$ 165 milhões para as solares.

O cenário tende a se agravar com a entrada de novas usinas renováveis no sistema, e as empresas já estão buscando medidas administrativas e judiciais para mitigar os impactos financeiros, semelhante ao que ocorreu com o GSF (Generation Scaling Factor) no passado, que levou a disputas judiciais.

Opinião de Ivo Pugnaloni, CEO da ENERCONS

Para o engenheiro eletricista e CEO da ENERCONS, Ivo Pugnaloni, a geração solar sozinha não é suficiente para sustentar o crescimento da demanda elétrica, principalmente devido à sua intermitência, já que a produção é afetada por condições climáticas e horários. Pugnaloni enfatiza a necessidade de complementar essa geração com fontes hidrelétricas ou termelétricas para garantir o suprimento contínuo.

Ele também lamenta a falta de avanços na precificação das externalidades ambientais – benefícios e prejuízos adicionais ao meio ambiente – no setor elétrico, conforme previsto pela legislação. Segundo ele, o Ministério de Minas e Energia (MME) corre o risco de judicialização se não seguir as diretrizes para a consideração desses fatores, conforme estipulado pela Lei 9.784/99.

Pugnaloni conclui destacando que, sem novas hidrelétricas para complementar a geração solar e eólica, o Brasil dependerá cada vez mais das termelétricas, que já representam mais de 37% da capacidade instalada no país, um cenário que, segundo ele, preocupa diante da influência de lobbies no setor.