Novas regras de rateio do curtailment podem elevar cortes solares no Brasil

A consultoria Aurora Research projeta que, se as novas regras de rateio do curtailment já estivessem valendo em 2025, os cortes de geração solar seriam maiores e mais caros, mas menos desiguais entre as usinas. A simulação foi atualizada para incluir os critérios definidos na Resolução Normativa 1.170 da Aneel, e foi divulgada pela PV Magazine Brasil.

O modelo nodal da Aurora mostra que, em 2025, o corte variou muito de uma usina para outra, mesmo dentro do mesmo estado. Na Bahia, usinas solares tiveram cortes entre 5,6% e 48% do seu potencial de geração. No Rio Grande do Norte, a faixa foi de 4% a 36%.

Para validar o modelo, a consultoria faz o backcasting, isto é, compara a previsão com os cortes efetivamente realizados pelo Operador. Em 2025, os cortes somaram 31,8 TWh, e o modelo chegou a 31,4 TWh, com acurácia de 98,6%.

Período de transição e período definitivo

A simulação separa duas fases. A primeira, de transição, vai de janeiro de 2027 a março de 2028. Nela, usinas que sofreram cortes acima da média tendem a ter redução, enquanto as que ficaram abaixo da média tendem a ver seus cortes subir. O mesmo raciocínio vale para as regiões. São Paulo, que teve cortes menores que o restante do país, pode passar a registrar percentual de curtailment mais alto. Segundo Matheus Dias, da Aurora, "alguns conjuntos que foram mais cortados do que a média teriam redução expressiva". Ele resume: "Vai mudar a operação e o ônus do corte".

A fase definitiva começa em abril de 2028 e inclui o vertimento hídrico no cálculo e no rateio dos cortes. Nesse cenário, a consultoria vê aumento geral dos cortes da geração solar. Ainda há dúvidas de interpretação que definem a magnitude do efeito: se participam do rateio apenas as hidrelétricas a fio d'água ou também as que têm reservatório sem capacidade real de armazenamento, e se o rateio considera apenas o período de vertimento de cada usina.

Quanto custaria no Nordeste

Para Rodrigo Longo, também da Aurora, o desenho das regras move parte do problema de um setor para outro. "Há uma transferência de cortes e de ônus financeiro das hidrelétricas para as solares", afirmou.

Pelas contas da consultoria, o corte de energia solar por motivos energéticos no Nordeste poderia custar entre R$ 131 milhões e R$ 611 milhões a mais do que custou em 2025, caso as regras com inclusão das hidrelétricas já estivessem em vigor.

Efeito ao longo da década

No horizonte mais longo, o impacto se dilui. A Aurora estima 4 pontos percentuais a mais de curtailment total em 2028 e 1,8 ponto percentual a mais em 2035. A consultoria espera queda consistente dos cortes ao longo da década de 2030, à medida que reforços da rede entrarem em operação.

Para quem projeta ou investe em usinas solares, a leitura prática é que a localização e o histórico de corte da região passam a pesar mais na receita. Usinas em conjuntos que hoje são pouco cortados podem perder vantagem no período de transição, e o peso do vertimento hídrico a partir de 2028 depende de como a Aneel e o Operador interpretarem as regras. Quem modela receita deve acompanhar esses dois pontos antes de fechar premissas de corte.