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DRA LARISSA

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O ano de 2024 está terminando, marcado pelo Brasil como anfitrião do G20. Em 2025, o mundo volta os olhos para a COP 30 em Belém, um evento repleto de expectativas e alinhado aos compromissos globais de descarbonização.

O avanço em investimentos em renováveis é notável, mas os desafios não são poucos. Um deles é o crescimento do curtailment, o corte de produção determinado pelo operador de sistema em função de indisponibilidade de equipamento de transmissão ou para permitir a operação do sistema a mínimo custo dentro dos padrões de confiabilidade requeridos pelo sistema elétrico.

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O curtailment começa a comprometer retornos de tecnologias centrais para a transição energética. Este artigo explora como outras geografias têm lidado com uma falha de mercado fundamental e como podemos aprender com essas experiências.

Transição energética e custos do capital

As tecnologias renováveis, como solar e eólica, são intensivas em capital e possuem longa vida útil, superando ciclos políticos típicos em democracias. Em economias que reestruturaram seus setores elétricos — como União Europeia, Reino Unido, Austrália e Nova Zelândia —, o aumento da participação de renováveis trouxe maior volatilidade de preços, especialmente quando essas fontes definem os preços de mercado, o que se mostra cada vez mais frequente com sua crescente participação.

A diferença estrutural é clara: enquanto usinas fósseis têm custos variáveis elevados (como combustíveis), solar e eólica possuem custos marginais quase nulos, concentrando suas despesas em investimentos iniciais fixos.

Contratos de longo prazo: solução e desafios

A descentralização dos sistemas de eletricidade – aumento da participação dos recursos distribuídos – traz muitos problemas para o financiamento desse novo sistema: o ambiente de maior incerteza (volatilidade dos preços) aumenta prêmio de risco. Combinado com altos custos de capital, torna mais difícil atrair investimentos.

Na busca de solução, contratos de longo prazo despontam como forma de mitigar impacto desse cenário mais incerto e volátil. Para ilustrar, a Comissão Europeia recentemente reforçou a necessidade de expandir esses instrumentos para viabilizar investimentos em tecnologias de energia limpa.

Em evento recente no país, a economista Natalia Fabra e coautor abordam uma contribuição importante para esse debate. Em seu modelo, ela identifica o risco de contraparte como uma falha de mercado: a elevada probabilidade de inadimplência reduz a liquidez dos contratos de longo prazo, inibindo investimentos que seriam socialmente ótimos.

Fabra explora soluções como contratos de preço fixo. Exemplos de contratos que protegem investidores são os contratos por diferença (CfDs), amplamente usados no Reino Unido, para reduzir riscos e estimular investimentos, melhorando o bem-estar geral.

O caso do Brasil: contratos e curtailment

O Brasil conta com a maior participação de renováveis dentre as economias do G20. Partindo de uma predominância de grandes hidrelétricas com reservatórios, os últimos 20 anos deram lugar a uma expansão de eólica e solar, tecnologias que foram capazes de atrair grandes volumes de capitais.

Mais recentemente, o movimento se expandiu para o atendimento à contratação no mercado livre e para respaldar PPAs corporativos de empresas inclusive em busca de lastro para sua descarbonização.

Essa arquitetura de contratação de longo prazo aparece como resposta do marco setorial instituído em 2004 talvez à falha de mercado que Fabra designa risco de contraparte. Certamente esse risco aqui é muito mais severo, pois somos uma economia emergente e com menor capacidade institucional que diversos países de Comunidade Europeia.

Lastreados nos recebíveis das distribuidoras – concessionarias de serviço público de distribuição com “mandato” para suprir a totalidade de seus mercados –, desenvolvedores acessaram extensivamente capitais principalmente do BNDES. Essa foi a resposta ao alto custo de capital característico de uma economia emergente em busca de viabilizar investimentos massivos em capitais de longo prazo e com vida útil longa.

Viabilizamos a expansão de renováveis, mas o não enfrentamento do desafio de desenhar mercados organizados para a contratação de energia causa ineficiências alocativas. A grande participação de contratos de longo prazo ameaça capacidade de pagamento dos usuários (affordability) e a competitividade das empresas – pilares do SDG 7.

Prova disso é a constante elevação da Conta de Desenvolvimento Energético (a CDE), encargo que redistribui parte dos custos finais aos usuários, de acordo com o estabelecido em leis e regulamentos. Em 2025, seu valor deve exceder R$ 40 bilhões.

Lições e reformas necessárias

O estudo de Fabra inspira uma reflexão crítica: como podemos ajustar o desenho de nossos contratos para enfrentar melhor os sinais de preços e remunerar adequadamente os serviços prestados pelos diferentes recursos/tecnologias?

O Brasil precisa repensar sua estrutura de mercado para acomodar a transição energética de forma eficiente. Isso inclui:

Criar mercados organizados para transações de curto prazo, permitindo maior eficiência na alocação de recursos;
Reformular contratos para atrair capitais enquanto reduzem distorções e garantem a sustentabilidade financeira do setor;
Incorporar novos serviços de flexibilidade, essenciais em sistemas com alta penetração de renováveis.

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