Consultoria vê riscos adicionando até R$ 110/MWh aos PPAs renováveis

Novos contratos de compra de energia (PPA, na sigla em inglês) de fontes renováveis no Brasil podem ter um custo adicional de R$ 110/MWh relacionado a riscos, que incluem o curtailment, a diferença de preços entre submercados e a modulação da geração. A conclusão é de um estudo da Aurora Research.

Apenas o curtailment, termo para os cortes de geração de energia determinados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), representam R$ 40/MWh adicionais aos preços, segundo a consultoria, que prevê que certos estados, como Bahia, terá taxas de corte superiores a 30% de forma consistente até 2030, com variações mensais significativas.

As renováveis sofrem mais ainda por conta dos riscos adicionais, já que a maior parte da geração é concentrada no Nordeste, onde os preços estão mais baixos que no Sudeste, onde fica o consumo. Além disso, a solar sofre com a modulação, especialmente quando a venda foi feita assumindo esse risco. Segundo a Aurora, sem mecanismos adequados de precificação, o índice de cobertura da dívida (DSCR) dos empreendimentos pode cair a menos de 0,5, comprometendo a saúde financeira dos projetos.

“Hoje, o curtailment é o principal fator de risco, mas nossas análises indicam que, nos próximos 15 anos, o risco de modulação deve se tornar ainda mais relevante, superando o impacto do próprio curtailment. Esses fatores podem reduzir receitas em até R$114/MWh e derrubar o DSCR de 1,4 para 0,4, dependendo da forma como foram precificados. Essa nova realidade exige estratégias de mitigação para projetos existentes e um novo equilíbrio entre oferta e demanda para viabilizar projetos futuros”, afirmou Rodrigo Borges, líder de Mercado no Brasil da Aurora Energy Research.

Socializar o curtailment

Segundo a Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), o curtailment já custou R$ 5 bilhões aos geradores eólicos e solares desde 2021, devido à frustração de contratos e exposição a penalidades ou ao mercado de curto prazo de energia, por exemplo. Muitos geradores estão tentando renegociar dívidas e alongar prazos, mas a falta de previsibilidade sobre o futuro dos cortes afeta o cálculo do risco futuro pelos credores.

Os geradores defendem que os custos decorrentes dos cortes de geração sejam ressarcidos por meio de encargos cobrados na conta de luz, enquanto a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) entende que o risco é do gerador e não deve ser transferido ao consumidor.

Segundo a Aurora, entre 40 mercados analisados globalmente, quase dois terços (65%) não oferecem compensação financeira para o curtailment, deixando os geradores com todo o risco. Mercados da América do Norte e Latina geralmente não possuem mecanismo de compensação de custos, ou, como no caso do Chile, combinam sinais locacionais claros de preços nodais com um esquema de socialização que distribui os custos entre os geradores renováveis.

Para a consultoria, ressarcir o curtailment não vai resolver a crise das renováveis por conta desses outros riscos. Segundo Matheus Dias, gerente de Projetos da Aurora Energy Research, para a solar na Bahia, o impacto seria praticamente nulo. Além disso, aplicar os cortes na micro e minigeração distribuída (MMGD) só vai reduzir o curtailment em 24%, segundo o especialista.

“A maior parte dos custos persiste devido à congestão de rede, reforçando a urgência de sinais locacionais e da expansão direcionada da transmissão”, afirmou Dias.