O avanço da matriz limpa no país demanda uma reestruturação profunda nos contratos de energia, visando maior alinhamento entre o perfil de consumo e a entrega, segundo especialistas.

A transição energética brasileira caminha para um novo patamar de complexidade. Com a meta de adicionar aproximadamente 120 GW à rede nacional até 2040, o mercado de energia renovável enfrenta um desafio estrutural: os modelos atuais de comercialização já não refletem as necessidades de um sistema cada vez mais volátil. A análise é da Aurora Energy Research, que projeta um volume de investimentos na ordem de R$ 358 bilhões para o período.

Durante o evento InterSolar South America, o diretor-executivo da Aurora, Rodrigo Borges, alertou que a sustentabilidade financeira dos novos projetos depende diretamente de uma revisão no formato dos PPAs (Power Purchase Agreements). O executivo defende que os contratos baseados no modelo de carga constante (baseload) estão sobrecarregando os investidores, dado que o consumo real dos clientes finais é dinâmico e varia ao longo das horas.

A evolução necessária dos contratos de energia

Para evitar a repetição dos prejuízos e o estresse financeiro que acometeram ativos recentes, a consultoria sugere uma migração para contratos que mimetizem o comportamento real da demanda. Ao alinhar a entrega da energia ao perfil de consumo, os geradores conseguem reduzir a exposição ao risco de descasamento entre a oferta e a carga, tornando seus projetos mais robustos e competitivos perante os agentes do mercado.

Borges afirmou:

“Dentro dos 12 GW que precisamos contratar até 2030, se tivermos 5 GW de baterias e 7 GW de térmicas, o nível de curtailment será de cerca de 8%. Se invertermos essa proporção e tivermos uma participação maior de baterias, chegando mais próximo dos 12 GW, teremos um nível de curtailment menor, próximo de 4%. Isso significa menos volatilidade intradiária da energia, menos encargos e, consequentemente, um cenário muito mais benéfico para o sistema”

Perspectivas para o Curtailment e Armazenamento

Um dos entraves para o setor, o curtailment — o desperdício de energia renovável por restrições na rede — deve manter níveis de estresse até 2028. Contudo, a partir de 2029, a combinação de uma demanda crescente, melhorias na infraestrutura de transmissão e a introdução de sistemas de armazenamento via baterias deve criar um cenário de maior equilíbrio para o sistema elétrico nacional.

O uso de BESS (Battery Energy Storage Systems) aparece como a peça-chave para essa virada. A expectativa é de que, quanto maior a adoção de baterias em detrimento de térmicas de backup convencionais, menor será a volatilidade dos preços horários. Além de otimizar a rede, a tecnologia promete oferecer um novo fôlego aos parques eólicos e solares já em operação, permitindo que estes mitiguem perdas e melhorem sua saúde financeira.

A projeção de longo prazo indica uma estabilização das perdas por restrição energética entre 8% e 9%. No entanto, a fonte solar tende a sofrer mais que a eólica, devido à concentração de sua geração nas horas de maior disponibilidade de sol, o que reforça a urgência de investimentos em flexibilidade e na modernização das regras contratuais para o próximo ciclo de crescimento da matriz.