Carlos Alberto Schoeps

A experiência internacional mostra que curtailment deixa de ser exceção e passa a ser fenômeno estrutural quando há rápida expansão de eólica e solar em ritmo superior à expansão de transmissão ou do mercado, à flexibilidade (armazenamento, resposta da demanda) e às capacidades de controle do sistema (inércia, controle de tensão e “system strength”). Em vários países, o tema é tratado como um pacote integrado de gestão de congestionamentos, regras de despacho/segurança, sinais econômicos (preço e serviços) e mecanismos de compensação que precisam ser calibrados para evitar socialização excessiva de custos e incentivos perversos.

Alemanha

Na Alemanha, o curtailment está fortemente associado ao descompasso geográfico entre geração (muito vento no Norte) e carga no Sul, o que levou à institucionalização de medidas de congestion management/redispatch e de compensações reguladas para cortes por restrição de rede. Em 2024, os cortes de renováveis ficaram em torno de 3,5% da geração renovável, com centenas de milhões de euros em compensações, enquanto o regulador e entidades setoriais acompanharam queda de volume/custos de redispatch em determinados períodos por efeito de preços e medidas operativas. O aprendizado alemão é que a combinação “compensar sempre” sem reforço de rede e sem sinal locacional tende a transformar curtailment em custo recorrente, exigindo governança robusta de cálculo, transparência e incentivos para conexão em locais menos congestionados.

Na Alemanha, quando há redução de geração por congestionamento de rede, parte relevante da monetização ocorre via compensação regulada ao gerador renovável conectado sob o regime do EEG: o operador de rede deve indenizar a energia não injetada, e a diretriz operacional clássica é que a compensação considere 95% das receitas perdidas. No mercado spot, o excesso de geração se traduz em preços muito baixos e, com frequência, preços negativos em determinados períodos (horas de alta produção e baixa carga), o que induz agentes a ofertarem de forma a internalizar o custo de continuar gerando. Os preços resultam do equilíbrio oferta-demanda e podem ficar negativos.

Califórnia

Na Califórnia (CAISO), o curtailment é explicado pela “curva do pato”: excesso de solar em horários de baixa demanda e necessidade de manter segurança operativa e requisitos de despacho em tempo real. Em 2024, o CAISO teria reduzido 3,4 TWh de eólica/solar (alta de 29% vs. 2023), com a solar respondendo por 93% do total. O operador publica relatórios detalhando volumes e categorias de restrição quase em tempo real. A resposta regulatória tem sido combinar expansão de baterias, exportação regional, gestão de rampas, ajustes de mercado e maior granularidade de dados, usando a transparência como instrumento para direcionar investimentos e reduzir disputas sobre “quem paga” a energia cortada.

No CAISO, a regra-base é: o operador despacha recursos para equilibrar oferta e demanda; quando há excesso, o mercado reduz renováveis para manter o sistema balanceado. A monetização, do ponto de vista do gerador, ocorre principalmente pelo preço spot LMP (Locational Marginal Price) no seu ponto de medição: o gerador recebe o LMP pela energia efetivamente entregue; se for reduzido, deixa de auferir a receita daquela energia não entregue (salvo arranjos contratuais específicos fora do mercado). Quando há excesso de geração, a precificação se dá por LMPs muito baixos ou negativos, especialmente em nós/horas com excesso local e limitações de escoamento. Preços negativos são um sinal econômico típico em mercados com muita VRE e/ou

incentivos fora do mercado, e podem coexistir com curtailment quando a redução é necessária por limites físicos e operativos.

Austrália

Na Austrália (NEM), o curtailment aparece como subproduto de uma transição acelerada, com restrições de transmissão, limitações de conexão, requisitos de estabilidade do sistema e episódios de preços negativos, sobretudo em regiões com alta penetração renovável. O AEMO vem sinalizando que o curtailment projetado é particularmente elevada em estados como South Austrália e Victoria, justamente onde a penetração renovável avançou mais rápido do que a capacidade de escoamento e integração. A abordagem australiana tem enfatizado a coordenação entre planejamento (zonas de energia renovável e reforços de rede), implantação de armazenamento e evolução de mercados e serviços para estabilidade, tratando curtailment como métrica de eficiência sistêmica e, ao mesmo tempo, como risco econômico a ser endereçado por infraestrutura e desenho de mercado.

No NEM, o curtailment por restrição aparece como o gerador sendo “constrained off”. A característica importante aqui é que, em regra, não existe “constrained-off payment” automático: se a usina é limitada por restrições do sistema, ela simplesmente é despachada para baixo e recebe o spot apenas sobre o volume efetivamente despachado. Isso é explicitamente reconhecido em documentos do próprio ecossistema regulatório e em relatório diferenciando direção/intervenção de restrição por constraint. O preço spot, por sua vez, pode ficar zero/negativo em períodos de oversupply. O AEMO reportou, por exemplo, que no Q3 2025 houve recorde de 25,9% dos intervalos de despacho com preços negativos ou zero em Queensland, refletindo exatamente esse contexto de excesso relativo e dinâmica de restrições/fluxos.

Reino Unido

No Reino Unido o tema é frequentemente discutido como custos de restrição / constraint payments: o operador remunera reduções de geração em áreas congestionadas e contrata geração/serviços em outras áreas para manter o equilíbrio e a segurança. Entidades do setor têm alertado que esses custos podem crescer sem reforço de transmissão e mudanças de arranjos de mercado, e publicam análises sobre a composição dos pagamentos e sua relação com limitações físicas da rede. O aprendizado central é que, quando o curtailment vira mecanismo de equilíbrio permanente, o sistema precisa de sinais locacionais e de expansão de rede para reduzir o gasto recorrente repassado à tarifa.

Na Grã-Bretanha, a monetização do curtailment é muito associada ao Balancing Mechanism: quando há restrições de transmissão, o operador (NESO) pode pagar geradores para variarem produção para aliviar congestionamentos (inclusive pagando eólicas para reduzir geração). Esses pagamentos são distintos do preço puro do atacado e refletem o custo de ações de balanceamento / constraint. No spot dia seguinte, também há ocorrência de preços negativos em oversupply; por exemplo, o N2EX registrou 17 horas consecutivas de preços negativos em 25/05/2025, com mínima de -£35,18/MWh naquele evento, ilustrando como o excesso de geração se traduz diretamente em preços abaixo de zero.

Espanha

Na Espanha, o curtailment é tratado, predominantemente, como um problema de segurança e viabilidade do programa e é endereçado pelo Operador do Sistema (REE) por meio dos serviços de ajuste e, em particular, do processo de solução de restrições técnicas, que “limita e, quando necessário, modifica” os programas de geração/ demanda/ armazenamento ao menor custo para o sistema. Em termos de sequência, o mercado diário (OMIE) forma o programa-base (PDBF) e, na sequência, o REE executa a etapa de restrições técnicas para chegar ao “programa diário viável” (PDVP), incorporando redispatch e limitações operativas necessárias.

A monetização das decisões do REE para reduzir geração ocorre, principalmente, por dois canais: (i) via preços de mercado (curtailment econômico) e (ii) via liquidação dos serviços de ajuste (curtailment técnico/operativo). No primeiro caso, quando há excesso de oferta, o próprio sinal de preço do mercado diário induz a redução. Em 2024, o REE reporta 784 horas com preços ≤ 0 €/MWh, sendo 247 horas com preços negativos, refletindo justamente períodos de sobreoferta.

No caso de curtailment técnico, a redução é implementada no âmbito dos serviços de ajuste e das restrições técnicas. As unidades elegíveis (geração, demanda e armazenamento, conforme regras) podem apresentar

ofertas para subir ou baixar energia; o REE seleciona combinações para resolver a restrição com o menor custo. A liquidação financeira dessas ativações e limitações é regida por procedimentos específicos (p.ex., PO 14.4), que definem direitos de cobro (créditos) e obrigações de débito associados às energias programadas “a subir” e “a reduzir” nos ajustes e restrições.

Em síntese, as experiências de países ocidentais convergem em alguns “pilares” regulatórios: (i) transparência granular (publicação de volumes, causas e custos), (ii) regras claras de compensação com governança de cálculo e limites (evitando incentivo a conectar onde há congestionamento estrutural), (iii) aceleração de rede e conexão (fila, padrões técnicos e reforços), e (iv) flexibilidade como produto (armazenamento, resposta da demanda e serviços ancilares remunerados). Onde esses pilares avançaram de forma coordenada, o curtailment tende a ser tratado como custo transitório e gerenciável; onde avançam de forma fragmentada, ele tende a se perpetuar como encargo recorrente e politicamente sensível.