Escrito por: André Lima, Growth, Serena Energia
Principais lições deste artigo
- Os gargalos de transmissão no Nordeste e a expansão insuficiente da rede geram curtailment crescente, elevam custos e reduzem a previsibilidade para empresas do Grupo A.
- Até 40 GW de energia renovável podem ser cortados anualmente entre 2027 e 2030, o que pressiona preços de contratos de longo prazo e aumenta o risco de crédito no setor.
- A ausência de armazenamento em escala amplia a oscilação do PLD, o que torna a exposição ao mercado de curto prazo mais cara para consumidores corporativos.
- A migração para o mercado livre de energia com contratos de preço fixo e I-RECs oferece uma solução de baixo investimento inicial e alta aderência ESG para mitigar esses riscos.
- Para estruturar uma estratégia energética que transforme esses desafios em vantagem competitiva, fale com um consultor da Serena Energia.
Qual é a situação atual da energia renovável no Brasil?
A capacidade instalada de fontes não hídricas no Brasil tem crescido de forma consistente, impulsionada principalmente por eólica e solar fotovoltaica. As fontes renováveis variáveis (solar e eólica) geraram mais de um terço da eletricidade do Brasil em agosto de 2025, pela primeira vez em um mês.
A concentração geográfica da geração é um fator central do problema. A maior parte dos recursos eólicos e solares está no Nordeste, enquanto os principais centros de carga ficam no Sudeste. A distância entre geração e consumo, combinada com a expansão insuficiente da rede de transmissão, criou um desequilíbrio estrutural. Esse desequilíbrio se manifesta em curtailment crescente, preços de curto prazo mais instáveis e menor previsibilidade para compradores corporativos de energia.
Quais são os desafios da energia renovável?
Esses desequilíbrios estruturais se desdobram em quatro desafios específicos que impactam diretamente empresas do Grupo A.
1. Gargalos de transmissão concentrados no Nordeste
A região Nordeste concentra a maior parte da geração eólica e solar do Brasil, mas a capacidade de transmissão para exportar esse excedente ao Sudeste é insuficiente. Em 2025, o curtailment solar na Bahia e o eólico no Ceará registraram altos percentuais em alguns meses.
A ANEEL informou ao Canal Solar que vários pontos de conexão ao sistema de transmissão não têm capacidade disponível para novos projetos renováveis por períodos superiores a quatro anos, com base em cálculos do ONS. Esse prazo de conexão superior a quatro anos representa um obstáculo direto à expansão da oferta de energia renovável certificada no mercado.
O ONS prevê aumentos na capacidade de transmissão entre as regiões Norte/Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste até 2030. Analistas avaliam que esse ritmo pode ser insuficiente diante do crescimento projetado da geração.
2. Curtailment: perdas financeiras e incerteza para compradores
O curtailment no Brasil aumentou em 2025, com volumes significativos de energia renovável não aproveitada. As perdas financeiras associadas chegaram a R$ 6,5 bilhões em 2025.
O ONS, em seu Plano de Ampliações e Reforços (PAR/PEL 2025), projeta que o curtailment pode alcançar até 40 GW por ano entre 2027 e 2030, ocorrendo em cerca de 14 a 19% das horas totais e concentrado no período diurno. Para empresas do Grupo A que contratam energia renovável, esse cenário se traduz em risco de repasse de custos via preços de PPA mais elevados, já que geradores incorporam o risco de curtailment nas suas ofertas.
A Rystad Energy estima que financiadores estão respondendo ao risco de curtailment exigindo taxas de juros mais altas, maiores garantias e prêmios de risco elevados. Esse movimento tende a aumentar os preços de contratos de energia renovável para compradores corporativos.
Fale com um de nossos consultores para avaliar como estruturar contratos de energia que reduzam a exposição a esses riscos.
3. Intermitência sem armazenamento em escala
A rápida expansão de solar e eólica criou uma curva de pato pronunciada no sistema elétrico brasileiro. O PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) cai durante os picos de geração solar diurna e sobe à noite, quando a demanda aumenta e a geração solar cessa. Um estudo de comercializadora citado pelo NeoFeed aponta que o PLD superou R$ 200/MWh em algumas semanas de janeiro de 2026 no Sudeste, atingindo R$ 277,39/MWh na semana de 25 a 31/01, mas permaneceu abaixo de R$ 200/MWh no início do mês.
O armazenamento em escala ainda é incipiente no Brasil. O sistema elétrico brasileiro deve demandar mais de 6 GW de baterias até 2035, segundo o PDE 2035 do MME e EPE. A capacidade instalada total de BESS no Brasil em 2025 e 2026 é estimada em cerca de 1 GW. As projeções de curtailment mencionadas anteriormente se concentram justamente nos períodos de pico solar diurno, quando a ausência de armazenamento impede que o excedente seja deslocado para horários de maior demanda.
Para empresas do Grupo A no mercado livre de energia, essa dinâmica do PLD eleva o custo de exposição ao mercado de curto prazo quando o consumo real diverge do volume contratado.
4. Fricções no licenciamento e incerteza sobre compensação de curtailment
Os gargalos físicos se somam a fricções de licenciamento e conexão que alongam prazos e comprometem a expansão da oferta renovável. Com pontos de conexão indisponíveis por mais de quatro anos, novos projetos enfrentam atrasos que reduzem a competição e a liquidez no mercado de contratos de longo prazo.
A questão da compensação por curtailment permanece em aberto. Uma lei aprovada em 2025 determina o ressarcimento parcial das perdas de geradores por curtailment, mas aplica-se apenas retroativamente e ainda depende de regulamentação. Essa incerteza reduz o apetite de investidores para novos projetos e pressiona a disponibilidade futura de energia renovável certificada.
Principais categorias de solução para empresas do Grupo A
Empresas de média e alta tensão dispõem de quatro caminhos principais para estruturar sua estratégia energética. A tabela abaixo apresenta uma comparação objetiva entre eles.
| Critério | Mercado livre de energia | Autoprodução | Eficiência energética | Certificados de origem (I-REC) |
|---|---|---|---|---|
| Investimento inicial | Baixo, com custos de adequação de medição geralmente absorvidos pela comercializadora | Alto, com necessidade de infraestrutura própria de geração | Variável, conforme o projeto | Baixo, com aquisição de certificados |
| Complexidade operacional | Baixa, com gestão terceirizada | Alta, com operação e manutenção próprias | Média, com diagnóstico e implantação | Baixa |
| Prazo até o resultado | Seis meses, prazo regulatório de migração | Anos, com licenciamento e construção | Meses a anos | Resultado após contratação |
Quanto à aderência ESG, o mercado livre de energia com I-RECs e a autoprodução renovável permitem comprovar origem 100% renovável em relatórios de sustentabilidade. A eficiência energética reduz o consumo absoluto, mas não altera a origem da energia. Certificados I-REC isolados comprovam emissões de Escopo 2, mas não alteram o custo ou a previsibilidade da fatura.
A contratação no mercado livre de energia se destaca porque reúne três vantagens que raramente aparecem juntas em outras soluções. O investimento inicial é baixo, o que elimina a barreira de capital que torna a autoprodução proibitiva para muitas empresas. O resultado é mensurável a partir da primeira fatura após a migração, ao contrário de projetos de eficiência que levam meses ou anos para mostrar retorno. A empresa também consegue tratar ao mesmo tempo custo, previsibilidade orçamentária e metas de descarbonização por meio de contratos de preço fixo com I-RECs.
Como avaliar e implementar a migração para o mercado livre de energia
Passo 1: diagnóstico via faturas
A análise das faturas dos últimos 12 meses revela o perfil de consumo, a demanda contratada, as sazonalidades e o custo efetivo por MWh. Esse levantamento serve como insumo para qualquer estudo de viabilidade.
Passo 2: verificação de elegibilidade no Grupo A
Qualquer empresa conectada em média ou alta tensão, o chamado Grupo A, pode migrar para o mercado livre de energia, independentemente do volume de consumo. Não há consumo mínimo exigido.
Passo 3: análise técnico-econômica
Com base no perfil de consumo, a comercializadora projeta a economia esperada, o impacto no orçamento e os riscos de exposição ao PLD fora da faixa de flexibilidade contratual, geralmente entre 5% e 10% do volume.
Passo 4: contratação e registro na CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica)
O contrato bilateral é firmado com a comercializadora, geralmente por prazo de três a cinco anos. O registro na CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) é obrigatório e pode ser conduzido integralmente pela comercializadora no modelo varejista.
Passo 5: adequação do sistema de medição
A instalação de equipamentos de medição horária é requisito técnico para participar do mercado livre de energia. No modelo varejista da Serena Energia, a comercializadora absorve esse custo.
Passo 6: acompanhamento contínuo
Após a migração, o monitoramento mensal do consumo realizado em relação ao contratado, da economia acumulada e da comparação com o mercado cativo permite ajustes. Esse acompanhamento também orienta decisões de eficiência energética.
Entre os erros mais comuns estão subestimar o prazo de seis meses até o início da economia, não mapear sazonalidades de consumo antes de definir o volume contratado e escolher comercializadoras sem geração própria, o que pode elevar o risco de fornecimento.
Casos de uso hipotéticos
Indústria de médio porte: uma planta industrial com fornecimento em média tensão enfrenta reajustes tarifários anuais e bandeiras tarifárias que tornam o planejamento orçamentário impreciso. Ao migrar para o mercado livre de energia com contrato de preço fixo, a empresa elimina a exposição às bandeiras na parcela de energia contratada e obtém previsibilidade para o planejamento de longo prazo. A emissão de I-RECs comprova a origem renovável da energia consumida para relatórios de sustentabilidade.
Rede hoteleira: hotéis com alta sazonalidade de ocupação precisam de contratos com flexibilidade de volume. No mercado livre de energia, a faixa de tolerância contratual, geralmente entre 5% e 10%, absorve variações de consumo entre alta e baixa temporada. A gestão ativa da comercializadora reduz a exposição ao PLD nos períodos de desvio.
Varejista com múltiplas unidades: redes de varejo com diversas unidades em alta tensão podem consolidar a contratação de energia em um único fornecedor. Essa consolidação simplifica a gestão e tende a gerar condições comerciais mais competitivas do que a negociação fragmentada por unidade.
Fale com um de nossos consultores e descubra qual estrutura de contratação faz mais sentido para o perfil de consumo da sua empresa.
Perguntas frequentes
O que é curtailment e como ele afeta empresas que compram energia renovável?
Curtailment é o corte forçado de geração em usinas eólicas ou solares, determinado pelo operador do sistema quando a rede não tem capacidade de absorver ou transportar toda a energia produzida. Para empresas que compram energia renovável no mercado livre de energia, o curtailment não interrompe o fornecimento físico, já que a distribuidora local continua responsável pela entrega. O efeito indireto é o aumento do custo dos contratos de longo prazo, porque geradores incorporam o risco de curtailment nos preços ofertados. Escolher uma comercializadora com geração própria e portfólio diversificado reduz esse risco.
O que é o I-REC e por que ele é relevante para metas ESG?
O I-REC (International Renewable Energy Certificate) é um certificado digital rastreável que comprova que 1 MWh de energia foi gerado por fonte renovável e injetado na rede. Esse instrumento é o padrão para zerar as emissões de Escopo 2 em relatórios de sustentabilidade e conta com reconhecimento de frameworks globais como o GHG Protocol. Empresas que contratam energia eólica certificada com emissão de I-RECs podem declarar, de forma auditável, que seu consumo de eletricidade é 100% renovável.
Quais empresas podem migrar para o mercado livre de energia?
Qualquer empresa conectada em média ou alta tensão, o chamado Grupo A, pode migrar para o mercado livre de energia. Não há consumo mínimo exigido. A distribuidora local continua responsável pela entrega física da energia. O que muda é o fornecedor com quem a empresa negocia preço, prazo e volume. A análise de elegibilidade pode ser feita gratuitamente por uma comercializadora como a Serena Energia.
Quanto tempo leva a migração para o mercado livre de energia?
O prazo regulatório de migração é de seis meses, contados a partir da notificação à distribuidora atual. Durante esse período, a comercializadora conduz o registro na CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), a adequação do sistema de medição e todas as etapas burocráticas. A economia começa a aparecer na primeira fatura após a conclusão da migração. Por isso, quanto antes a empresa iniciar o processo, mais cedo começa a capturar os benefícios.
O que diferencia uma comercializadora com geração própria de uma que apenas revende energia?
Comercializadoras sem geração própria dependem de comprar energia de terceiros para honrar seus contratos, o que pode representar maior risco de fornecimento e menor competitividade de preço em cenários de mercado adversos. Uma empresa que é simultaneamente geradora e comercializadora, como a Serena Energia, que está entre as maiores geradoras de energia eólica e solar criadas nas Américas, tem lastro próprio de energia para cobrir o consumo contratado. Essa estrutura confere mais solidez ao contrato e maior capacidade de oferecer preços competitivos de forma consistente.
Conclusão
Os quatro desafios centrais da energia renovável no Brasil em 2026, gargalos de transmissão no Nordeste, curtailment crescente, intermitência sem armazenamento em escala e fricções no licenciamento, têm impacto direto sobre o custo e a previsibilidade orçamentária de empresas do Grupo A. A contratação no mercado livre de energia com energia eólica certificada representa uma resposta estruturada a esses desafios, com preço fixo por contrato bilateral, origem renovável comprovada por I-RECs e gestão terceirizada de toda a complexidade regulatória.
O primeiro passo prático é reunir as faturas de energia dos últimos 12 meses e mapear o perfil de consumo da empresa. Com esses dados em mãos, é possível realizar um estudo de viabilidade detalhado e tomar uma decisão informada sobre a migração.
Fale com um de nossos consultores e dê o primeiro passo para transformar o custo de energia em vantagem competitiva para o seu negócio.
