Abel Holtz e Carlos Alberto Schoeps

O setor elétrico brasileiro vive um paradoxo cada vez mais visível: em vários horários do dia há excesso de oferta de energia, puxado sobretudo pela expansão acelerada de solar e eólica, e isso já se traduz em curtailment recorde: cortes de geração que atingem uma parcela relevante da produção renovável. Ao mesmo tempo, consumidores continuam recebendo sinais de preço elevado de energia, inclusive com acionamento de bandeiras tarifárias, enquanto geradores discutem ressarcimento e formam um passivo bilionário que pressiona a governança do setor. O ponto central é que o curtailment deixou de ser “evento” e passou a ser um risco estrutural e da forma como o sistema precifica confiabilidade.

Os cortes são determinados pelo ONS para preservar a segurança do SIN, mas a origem do problema é cada vez mais sistêmica: sobras concentradas em certos blocos horários, combinadas com restrições operativas e limites de rede, em um sistema que precisa garantir potência firme para a ponta. Na prática, quando a geração solar cai no fim da tarde, o sistema precisa responder com recursos despacháveis e flexibilidade, elevando o risco de atendimento e o custo de confiabilidade. Essa assimetria, sobra durante o dia e escassez relativa na transição para a noite, explica por que o curtailment cresce e por que o debate de reserva de capacidade ganha força, mesmo em um cenário de “sobreoferta energética” na média.

Esse quadro também foi alimentado por mudanças no eixo de expansão. A redução do volume contratado nos leilões do ACR diminuiu a previsibilidade de demanda para novos projetos centralizados e abriu espaço para alternativas fora do regulado. Isso estimulou investimentos em autoprodução para grandes consumidores, com estruturas societárias dedicadas a redução de encargos. Em paralelo, acelerou a penetração da MMGD, aumentando a oferta agregada sem que a flexibilidade e a coordenação operacional crescessem no mesmo ritmo. O resultado é uma expansão guiada por incentivos econômicos e regulatórios, mas ainda sem a infraestrutura e os mecanismos de mercado necessários para transformar energia intermitente em energia efetivamente “entregável” na hora crítica.

Daí surge um problema clássico de alocação de riscos e de justiça tarifária: se projetos foram implantados com base em teses de mercado e premissas de escoamento e despacho, é natural que exista risco de frustração, e isso não deveria virar automaticamente um custo socializado. Financiadores e investidores capturam retorno nos cenários favoráveis; portanto, também precisam absorver parte do risco nos cenários adversos. Transformar a tarifa em “seguro público” ex post cria incentivo perverso: expande-se oferta sem disciplina econômica suficiente e, quando a realidade impõe custos, a resposta passa a ser repassar ao consumidor, corroendo credibilidade regulatória e distorcendo decisões futuras. A agenda de solução precisa atacar tanto o como resolver quanto o quem paga. O redesenho regulatório deve preservar a segurança do SIN sem premiar risco retroativamente: flexibilidade como atributo contratável, sinal locacional e disciplinador para uso da rede, responsabilidade econômica por congestionamento e custos sistêmicos, e incentivos para armazenamento, resposta da demanda e consumo flexível. Além disso, a precificação deve refletir a sobra: preços mais atrativos nas horas de excesso para induzir novas cargas e deslocamento de consumo (resfriamento, bombeamento, recarga programada, processos industriais flexíveis), recuperando a lógica de “absorver excedentes” com previsibilidade e coerência. Sem isso, o Brasil continuará produzindo sinais contraditórios: incentiva investimento, corta geração quando sobra e discute ressarcimento quando o sistema não consegue absorver a energia que ele mesmo estimulou a produzir.