Mudanças no mercado de energia elétrica ditam o perfil de novos investimentos em renováveis
Curtailment, modulação horária e risco de submercado alteram critérios no direcionamento de recursos com redefinição de estratégias e localização de projetos de autoprodução
ALICE BETTENCOURT
19/05/2025 16h07 - Atualizado há 8 horas
Divugação/Thymos
A Thymos Capital, assessoria financeira e estratégica dedicada a toda cadeia do setor elétrico e integrante do Grupo Thymos Energia, observa uma mudança significativa nos critérios utilizados por consumidores e investidores na avaliação de projetos de autoprodução de energia renovável e contratos de compra e venda de longo prazo — os chamados PPAs (Power Purchase Agreements). “Se antes o potencial de geração era o principal fator considerado na viabilidade de um empreendimento, hoje surgem novos riscos, como curtailment, diferenças de preços entre submercados e modulação horária, o que impacta diretamente a receita dos ativos e força o mercado a reavaliar suas estratégias”, afirma Andre Fonseca, Managing Director da Thymos Capital. Nos últimos anos, o Nordeste concentrou a maior parte dos empreendimentos solares e eólicos do Brasil, impulsionado por condições climáticas favoráveis. No entanto, o avanço expressivo da geração renovável levou ao fenômeno conhecido como curtailment — a redução forçada da geração devido a limitações de escoamento na rede de transmissão. Em 2024, foram registrados cortes de até 80% em alguns ativos dessa localidade, com uma média de aproximadamente 20% em toda a região, afetando diretamente a rentabilidade dos projetos. Outro fator relevante é o descolamento recente entre os preços de liquidação das diferenças (PLD) nos diversos submercados do país, especialmente entre as regiões Nordeste e Sudeste.
“Esse descasamento traz impacto, principalmente, a geradores situados no Nordeste que venderam energia para consumidores no Sudeste, obrigando-os a liquidar em um submercado e recomprar energia em outro a preços significativamente mais altos”, analisa Andre Fonseca. A tendência é que tanto os problemas de curtailment quanto o risco de submercado persistam até, pelo menos, 2028–2030, quando novos projetos estruturantes de linhas de transmissão devam entrar em operação e ampliar a capacidade de escoamento entre regiões. Além disso, a modulação horária passou a representar um risco crescente. A maioria dos contratos entre geradores e consumidores adota o modelo “flat”, em que o fornecimento de energia deve ocorrer de forma constante ao longo do dia. Porém, o perfil de geração das fontes renováveis, principalmente a solar, não acompanha esse padrão, gerando excedentes de energia diurnos e déficits noturnos. “Os contratos exigem entrega uniforme, mas fontes como a solar geram apenas durante o dia. Este cenário o obriga o gerador a vender o excedente em horários que, muitas vezes, apresentam preços baixos e a recomprar energia no período noturno, a valores muito mais altos, sobretudo durante o segundo semestre que compreende o período de secas”, explica o executivo. Andre acrescenta que, anteriormente, as hidrelétricas conseguiam mitigar essas variações, mas hoje já não desempenham esse papel com a mesma eficácia. Esses desafios estão redefinindo o perfil dos investimentos no setor elétrico. Se antes a localização de um projeto era determinada apenas pelo potencial de geração, atualmente os desenvolvedores buscam regiões com menor risco de curtailment e descolamento de preços. O norte de Minas Gerais e o Rio Grande do Sul despontam como alternativas viáveis, por aliarem bons recursos naturais à vantagem de fazerem parte dos submercados Sudeste e Sul. Projetos no Rio Grande do Sul, por exemplo, ainda que contem com ventos menos intensos do que os do Nordeste, estão inseridos em um mercado com baixo risco de descolamento de preços entre submercados e podem se beneficiar da geração eólica noturna para reduzir os impactos da modulação horária em contratos do tipo flat. Apesar do cenário mais complexo, existem oportunidades para empresas que se anteciparam aos riscos. Além da contratação de mecanismos de hedge, há alternativas como a diversificação de portfólios de geração e o uso de baterias para armazenamento de energia — embora estas ainda não tenham atingido plena competitividade em termos de custo. Os consumidores, por sua vez, estão mais criteriosos na seleção de seus fornecedores. Atualmente, priorizam geradores com maior solidez financeira e portfólios mais diversificados, capazes de enfrentar os novos desafios do mercado. “Notamos que os critérios para avaliação de projetos renováveis estão mudando profundamente. Empresas que desejam manter sua competitividade precisarão rever suas estratégias, identificando regiões e soluções capazes de mitigar os impactos do curtailment, do descolamento de preços e da modulação horária. O setor não vai parar, mas os investimentos seguirão um novo caminho — com mais complexidade e exigência de planejamento estratégico”, conclui André. Sobre a Thymos Energia A Thymos Capital, assessoria financeira e estratégica dedicada a toda a cadeia do setor elétrico é integrante do Grupo Thymos Energia. A Thymos Energia é uma das maiores empresas brasileiras de consultoria e gestão de energia. Com a missão de transformar o complexo em simples, a empresa oferece soluções de ponta a ponta da cadeia: geração, transmissão, distribuição, comercialização e consumo, além de orientar investidores que buscam oportunidades nesses segmentos. A energia para o futuro precisa ser projetada, planejada e construída hoje e o trabalho da Thymos é dar o suporte necessário para que as melhores decisões sejam tomadas. Informações para a imprensa: SP4 Comunicação Corporativa Alice Bettencourt – [email protected] (11) 97744-0982 Notícia distribuída pela saladanoticia.com.br. A Plataforma e Veículo não são responsáveis pelo conteúdo publicado, estes são assumidos pelo Autor(a):
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