GARGALOS NA EXPANSÃO RENOVÁVEL E A TRANSIÇÃO ENERGÉTICA NO BRASIL

O setor elétrico brasileiro atravessa uma transição estrutural que vai além da simples adição de capacidade renovável.

Com solar e eólica consolidando-se como pilares da matriz e superando os 50 GW instalados, o país colhe os frutos de recursos naturais excepcionais, ganhos tecnológicos e forte expansão da geração renovável nos últimos anos. No entanto, fenômenos como as devoluções de outorgas pela ANEEL mais de 140 usinas em 2025, com impactos financeiros estimados em dezenas de bilhões de reais e forte concentração no Nordeste passaram a evidenciar desequilíbrios estruturais mais complexos no Sistema Interligado Nacional (SIN).

Historicamente ancorado em uma base hidrelétrica com elevada capacidade de regularização, o SIN incorporou rapidamente fontes variáveis, alterando dinâmicas operacionais e econômicas do setor.

No Nordeste, epicentro da expansão eólica e solar, a elevada concentração de projetos em regiões de alto potencial renovável passou a enfrentar limitações relevantes de transmissão e escoamento. Em diversos períodos do dia, especialmente nos horários de maior irradiância solar, a geração excede não apenas a demanda local, mas também a capacidade de exportação da energia produzida, ampliando episódios de curtailment associados tanto a restrições elétricas quanto a desequilíbrios energéticos. Esse movimento passou a intensificar uma crescente bimodalidade horária dos preços de energia, marcada por valores mais baixos durante o dia e maior valorização da energia nos períodos noturnos e de ponta.

O crescimento da micro e minigeração distribuída também contribui para intensificar sobreofertas localizadas, enquanto mecanismos como o Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP/2026) introduzem custos adicionais associados à contratação de potência firme via ERCAP. Nesse contexto, o setor passa gradualmente de uma lógica historicamente marcada pela escassez para um cenário de sobras energéticas localizadas em determinados períodos, exigindo níveis crescentes de flexibilidade operativa, coordenação regulatória e expansão da infraestrutura elétrica.

Para investidores, agentes setoriais e reguladores, o desafio deixa de ser apenas expandir capacidade instalada e passa a envolver a construção de um modelo capaz de equilibrar crescimento renovável, confiabilidade operativa, financiabilidade dos ativos e sustentabilidade econômica de longo prazo.

DEBATES NO SETOR SOBRE PLD E CURTAILMENT

Parte do mercado, incluindo associações ligadas às renováveis e centros de estudo como o GESEL-UFRJ, defende uma maior liberdade na formação do PLD em períodos de sobra energética, argumentando que sinais de preço mais aderentes ao custo marginal poderiam estimular armazenamento, resposta da demanda e consumo flexível. Essa discussão ganhou força com o avanço do PLD horário e com o aumento da incidência de curtailment em determinadas regiões do SIN, especialmente no Nordeste, onde a expansão renovável passou a crescer em ritmo superior à capacidade de absorção da demanda e da infraestrutura de transmissão.

Nesse contexto, sistemas de armazenamento por baterias (BESS) passaram a ser frequentemente apontados como alternativa para ampliação da flexibilidade operativa, arbitragem de preços e mitigação de cortes de geração. Apesar disso, a viabilidade econômica do armazenamento em larga escala ainda enfrenta limitações relevantes no Brasil. Embora a ANEEL tenha avançado em consultas públicas, discussões regulatórias e autorizações pontuais para projetos piloto e soluções colocalizadas, o marco regulatório específico para armazenamento ainda permanece em consolidação, com indefinições relacionadas à remuneração dos serviços prestados, empilhamento de receitas, cobrança pelo uso da rede e participação em mecanismos de capacidade.

Além das incertezas regulatórias, agentes do setor também apontam desafios econômicos relevantes. Os custos de implantação ainda permanecem elevados para diversos modelos de negócio no mercado brasileiro, enquanto as receitas potenciais associadas apenas à arbitragem de preços nem sempre demonstram capacidade suficiente para sustentar a bancabilidade dos projetos. Soma-se a isso a degradação gradual das baterias ao longo do ciclo de vida e a ausência, até o momento, de mecanismos plenamente estruturados para remuneração granular da flexibilidade elétrica e de atributos sistêmicos associados à estabilidade operativa do SIN.

Parte relevante dos debates atuais sobre PLD, armazenamento e flexibilidade elétrica também evidencia uma tensão crescente entre eficiência marginal de curto prazo e sustentabilidade econômico-financeira de longo prazo do setor. Embora modelos teóricos frequentemente defendam sinais de preço mais aderentes ao custo marginal instantâneo da energia, especialmente em períodos de elevada sobra renovável, agentes do mercado ressaltam que a confiabilidade do sistema, a manutenção da capacidade despachável e a expansão da infraestrutura elétrica dependem de mecanismos estáveis de remuneração ao longo do tempo. Em um setor intensivo em capital, financiado por estruturas complexas de dívida e contratos de longo prazo, qualquer alteração abrupta nos sinais econômicos pode afetar diretamente percepção de risco, custo de capital e disposição para novos investimentos.

Na prática, o sistema elétrico brasileiro ainda não possui um mercado plenamente consolidado para remuneração específica de serviços ancilares e flexibilidade operativa em larga escala. Assim, parte significativa dos custos associados à confiabilidade, disponibilidade e estabilidade do SIN continua sendo absorvida ou socializada por diferentes mecanismos regulatórios e tarifários. Nesse contexto, reduzir o debate exclusivamente à formação marginal do PLD, sem considerar os desafios de financiabilidade dos ativos, sustentabilidade da expansão e segurança energética, tende a simplificar excessivamente um tema estruturalmente complexo e cercado de trade-offs relevantes.

Do outro lado do debate, operadores e agentes hidrotérmicos argumentam que o piso atual do PLD continua exercendo papel importante na cobertura de custos fixos associados à disponibilidade e à confiabilidade do sistema, especialmente em um modelo ainda fortemente dependente da complementaridade hidrológica. Experiências internacionais com preços negativos, particularmente em alguns mercados europeus, também são frequentemente citadas como exemplos de que sinais marginais extremos podem produzir distorções adicionais quando não acompanhados de mecanismos robustos de capacidade, armazenamento e remuneração adequada da flexibilidade sistêmica.

A agenda regulatória da ANEEL para os próximos anos, incluindo discussões sobre armazenamento, revisão de metodologias do PLD e aperfeiçoamentos relacionados à flexibilidade operativa do SIN, reflete justamente a complexidade desse equilíbrio entre sinal econômico, segurança elétrica, financiabilidade dos ativos e sustentabilidade da expansão da matriz.

ANÁLISE TÉCNICA E ECONÔMICA

Do ponto de vista operacional, o curtailment surge como consequência inevitável de um crescimento acelerado das renováveis sem sincronia perfeita com a demanda ou a transmissão. Restrições elétricas preservam a estabilidade do SIN, mas os impactos econômicos recaem sobre fluxos de caixa dos projetos, elevando a percepção de risco e complicando financiamentos. Bancos e fundos demandam previsibilidade, e a ausência de ressarcimento integral pressiona a TIR, especialmente em PPAs que precisam acomodar prêmios adicionais. O LRCAP e o ERCAP, por sua vez, garantem firmeza em cenários de seca, mas repassam custos aos consumidores de forma que incentiva, em teoria, a modulação de carga – embora na prática isso exija investimentos em flexibilidade que nem todos podem arcar. Armazenamento emerge como ponte, mas suas limitações econômicas, como ciclos de degradação e dependência de arbitragem, demandam marcos regulatórios claros para escalar.

IMPACTOS REGULATÓRIOS

A regulação brasileira, com sua ênfase em leilões competitivos e outorgas condicionadas, fomentou a expansão inicial, mas alterações rápidas – como na Lei 15.269 – geram insegurança. A falta de remuneração por serviços ancilares pagos e a pendência de adesões ao REIDI elevam CAPEX em projetos renováveis, enquanto atrasos em licitações de transmissão perpetuam assimetrias regionais. Consumidores livres navegam melhor nesse ambiente, negociando contratos que mitigam volatilidades, mas os cativos enfrentam repasses que testam a competitividade industrial.

RISCOS PARA O SIN

A dependência hidrológica do SIN amplifica preocupações: sem flexibilidade ampliada, déficits noturnos ou em períodos secos podem pressionar reservas, comprometendo a confiabilidade que o país construiu ao longo de décadas. O equilíbrio entre expansão renovável e capacidade despachável permanece frágil, especialmente com o crescimento da MMGD.

DESAFIOS PARA O NORDESTE

No Nordeste, onde se concentra a maior parte da geração eólica brasileira e uma parcela relevante da expansão solar centralizada, os desafios assumem contornos particularmente sensíveis. A região, responsável pela maior parte da geração eólica nacional e protagonista da expansão renovável dos últimos anos, passou a enfrentar um ambiente mais complexo para novos investimentos. Estimativas repercutidas por associações setoriais e pela imprensa especializada apontam suspensão, postergação ou reavaliação de investimentos da ordem de R$ 38 bilhões a R$ 40 bilhões entre 2025 e 2026, em um cenário marcado pelo aumento do curtailment, limitações estruturais de transmissão, crescimento mais lento da demanda e maior percepção de risco regulatório. Parte dos agentes do setor passou inclusive a avaliar o redirecionamento de projetos para regiões mais próximas aos grandes centros de carga, diante das dificuldades de escoamento da energia produzida no Nordeste. 

No Rio Grande do Norte, levantamentos repercutidos pela imprensa regional com base em dados da ANEEL e informações de entidades setoriais indicam devoluções relevantes de projetos solares e eólicos entre 2025 e o início de 2026. Apenas no segmento solar, os investimentos frustrados foram estimados em aproximadamente R$ 13 bilhões, enquanto os projetos eólicos devolvidos representariam cerca de R$ 3,1 bilhões em aportes não realizados. O cenário pressiona uma cadeia produtiva relevante para a economia regional, afetando fornecedores, serviços especializados e empregos ligados à expansão renovável. 

Além dos impactos sobre a rentabilidade dos empreendimentos já implantados, as limitações de transmissão passaram a influenciar decisões relacionadas à atração de novas cargas eletrointensivas, projetos industriais associados à transição energética e potenciais investimentos em data centers, segmentos que demandam elevada disponibilidade energética, previsibilidade operacional e infraestrutura robusta de conexão. Nesse contexto, a expansão coordenada da transmissão tende a se tornar elemento central não apenas para o setor elétrico, mas também para estratégias de desenvolvimento regional e competitividade industrial de longo prazo.

Preservar a atratividade do Nordeste exigirá uma combinação entre expansão mais acelerada da infraestrutura de transmissão, maior coordenação entre planejamento energético e crescimento da demanda, além de sinais regulatórios capazes de reduzir a percepção de insegurança para investidores. Mais do que ampliar capacidade instalada, o desafio passa a ser transformar abundância energética em desenvolvimento econômico sustentável, industrialização e previsibilidade de longo prazo.

POSSÍVEIS SOLUÇÕES E LIMITAÇÕES

Entre as alternativas mais discutidas pelo setor estão a expansão da transmissão, maior granularidade temporal do PLD, mecanismos de resposta da demanda, evolução regulatória para armazenamento e modelos mais equilibrados de alocação dos riscos de curtailment. Também ganham espaço discussões sobre leilões de capacidade e incentivos à atração de novas cargas eletrointensivas em regiões com elevada sobra renovável.

Apesar disso, essas soluções ainda enfrentam limitações técnicas, econômicas e regulatórias relevantes. No caso dos sistemas de armazenamento por baterias, persistem desafios relacionados a custos de implantação, monetização da flexibilidade e ausência de um arcabouço regulatório plenamente consolidado no Brasil. Além disso, em um setor intensivo em capital e dependente de financiamentos de longo prazo, mudanças nos sinais econômicos precisam considerar não apenas eficiência marginal de curto prazo, mas também sustentabilidade financeira, previsibilidade regulatória e segurança operativa do SIN.

CONCLUSÃO

A transição energética brasileira não é linear, mas um processo de ajustes contínuos entre ambição renovável, segurança operacional e sustentabilidade econômica. Os dados e debates atuais indicam que o foco deve recair em previsibilidade regulatória e investimentos direcionados, garantindo que o potencial do país se traduza em desenvolvimento concreto. Para o setor, o horizonte aponta para oportunidades, desde que ancoradas em uma visão integrada do SIN.

FONTES:

• ANEEL: Notícias sobre revogações de outorgas 

• ONS: Relatórios de operação e CMSE 2025-2026

• GESEL-UFRJ: Estudos e análises sobre curtailment, formação de preços, armazenamento e expansão do setor elétrico brasileiro (gesel.ie.ufrj.br).

• CCEE: Painel de PLD e relatórios DESSEM 

• EPE: PDE 2050 e previsões de carga 

GARGALOS NA EXPANSÃO RENOVÁVEL E A TRANSIÇÃO ENERGÉTICA NO BRASIL