As termelétricas de reserva de capacidade, que precisam de horas para sair do mínimo técnico e atingir a potência nominal, e suas inflexibilidades operativas são hoje um dos fatores mais relevantes para explicar por que os preços de energia no mercado livre (ACL) permanecem elevados no curto e no médio prazos, mesmo em cenários de forte expansão da geração solar. Na prática, essas usinas funcionam como a “ponte de confiabilidade” entre a abundância de energia fotovoltaica no meio do dia e o pico de consumo da noite, influenciando diretamente o PLD horário e, por consequência, os prêmios de risco embutidos nos contratos bilaterais.

O ponto central é que muitas térmicas operam com restrições físicas e contratuais que limitam sua flexibilidade: rampa máxima de subida e descida (MW/h), potência mínima, tempos mínimos ligado/desligado, além de custos de partida e parada. Quando a geração solar cai rapidamente no entardecer, a dinâmica típica da “curva do pato”, o sistema precisa substituir, em poucas horas, um volume expressivo de energia e ainda atender a carga elevada do início da noite. Como a térmica não consegue “aparecer” instantaneamente no nível de potência necessário, o operador e os modelos de otimização são obrigados a acioná-la e rampá-la com antecedência, horas antes do pico, mesmo quando a solar ainda está alta. Esse acionamento antecipado altera a referência de custo do sistema: nas horas que antecedem o entardecer, a usina marginal deixa de ser a renovável barata e passa, com frequência, a ser a térmica em rampa, trazendo para o PLD o custo variável do combustível, os custos operativos e o efeito das inflexibilidades.

Esse mecanismo ajuda a entender por que o PLD horário não “cola” de forma sistemática no piso regulatório, mesmo com sobreoferta e elevada geração solar ao meio-dia. O preço não sobe apenas quando a solar desaparece; ele sobe quando o sistema precisa começar a “construir” a rampa térmica para assegurar atendimento seguro da carga no período noturno. Soma-se a isso a aversão ao risco na operação, que tende a preservar armazenamento hidráulico e reduz a disposição do modelo em substituir completamente a térmica por hidráulica/solar no curto prazo. O resultado é um padrão recorrente: horas centrais do dia com preços mais baixos, seguidas de elevação gradual no fim da tarde e picos nos horários de maior carga e menor disponibilidade solar.

Para o mercado livre de energia, a consequência é objetiva e relevante para decisões de contratação. Estratégias de compra não podem partir da premissa simplificada de que “solar + sobra = preço baixo” de forma contínua: a volatilidade intradiária, puxada pela necessidade de potência firme e pela rampagem das térmicas, cria prêmios de risco que aparecem no spot e são internalizados nos preços de contratos no ACL, especialmente em produtos de curto prazo e nas negociações de médio prazo com modulação e garantias.

Em termos práticos, quanto maior a dependência do sistema de térmicas com rampa longa para atravessar o entardecer, maior a tendência de sustentação de preços e de valorização de flexibilidade (contratos modulados, gestão de exposição e soluções como armazenamento e resposta da demanda), tornando o comportamento horário um componente decisivo do custo efetivo de energia no ACL.

Na experiência internacional, regiões com alta concentração de energia solar vêm enfrentando a “curva do pato” combinando flexibilidade operativa, sinais econômicos mais granulares e reforços de rede para reduzir picos de preço e riscos de confiabilidade. Mercados como Califórnia (CAISO), Austrália (NEM) e partes da Europa ampliaram a resposta com baterias (BESS) e serviços ancilares de rápida entrega, ajustaram regras para remunerar capacidade e flexibilidade (incluindo produtos de rampa e reservas) e aprofundaram a adoção de tarifas horárias e preços intradiários, incentivando o deslocamento de consumo para o meio do dia e penalizando a ponta do início da noite.

Paralelamente, aumentaram investimentos em transmissão e interligações regionais, melhoraram a previsão e o despacho de renováveis, e incorporaram tecnologias de grid-forming e controle de tensão para suportar a operação com alta participação de inversores. Em conjunto, essas medidas atacam o problema em três frentes: absorver excedentes solares, entregar potência firme no entardecer e reduzir a volatilidade do preço de energia; tornando a gestão da curva do pato um eixo central do desenho de mercado e do planejamento em sistemas com forte penetração fotovoltaica.