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O curtailment é apontado, informalmente, como o tema do setor elétrico no segundo semestre de 2024. Já foi tema de perguntas em teleconferências de resultados de geradoras como a Auren Energia e recebeu atenção do CanalEnergia na Reportagem Especial publicada há pouco mais de um mês que tratou dos cortes. E esse foi o principal assunto da edição mais recente do Energy Report, da consultoria PSR. Para a empresa, o assunto não é trivial, demanda estudos, avaliações e possíveis alterações nas quais possa chegar a uma solução que “deve respeitar rigorosamente os direitos dos agentes que já estão em operação comercial ou em fase de construção”.
Em sua avaliação, a PSR aponta que “quaisquer decisões futuras devem ser precedidas de estudos quantitativos que permitam avaliar como essas mudanças afetarão os diferentes tipos de agentes e quais incentivos elas trarão para futuras decisões de investimento”, ressalta.
Embora o curtailment esteja atualmente em destaque devido ao aumento em sua frequência e intensidade, o problema não é novo. No Brasil, o tema já é discutido há muito tempo. Contudo, nos últimos dez anos o crescimento da geração renovável de origem eólica e solar fotovoltaica deu uma nova dimensão ao tema por conta dos volumes crescentes dos cortes.
A questão é classificada como muito séria e já vem sendo observada em diversos mercados mundo afora. No Brasil, relata a consultoria, somente em 2024, os prejuízos decorrentes desses cortes já acumulam cerca de R$ 650 milhões aos geradores renováveis. Montante esse valorado a PLD, a partir dos dados abertos do ONS.
Diante do cenário, a PSR defende que as regras para o curtailment devem ser reestudadas. Em sua análise, deveria ser dado um tratamento com uma combinação de pareceres de acesso condicionados à conclusão de determinados projetos de transmissão. Levanta a hipótese de, até mesmo, atribuir responsabilização dos transmissores em atraso pelos prejuízos associados em casos de atrasos injustificados. “No limite, esta questão poderia ser prevista nos próprios Contratos de Conexão a Transmissão (CCT) ou a Distribuição (CCD)”, sugere. Isso se deve porque cortes têm sido atribuídos a atrasos na disponibilização desses ativos ao SIN.
“No entendimento da consultoria os custos associados aos cortes devem continuar sendo alocados aos geradores em situações de excesso de oferta e indisponibilidades de transmissão normais. No entanto, acreditamos que há espaço para, nas futuras concessões de transmissão, considerar a alocação de pelo menos parte dos custos aos transmissores, especialmente em casos que envolvam falhas excessivas de equipamentos de transmissão e atrasos na entrada em operação comercial de novas instalações”, detalha.
A PSR lembra que em 2012 houve uma mudança importante das regras. Naquele ano diversos parques eólicos que estavam aptos a entrar em operação comercial não puderam escoar sua geração por atrasos nas instalações de transmissão, imputando elevados custos aos consumidores. A partir de então, todos os leilões passaram a alocar aos geradores os riscos relacionados ao atraso de transmissão via cláusulas especificas em portarias de diretrizes.
Jabuticaba
Um outro aspecto do corte de geração renovável no Brasil ante o que acontece refere-se à questão da ausência de preço zero por aqui. Essa característica contribui para o problema se tornar grande para o gerador. E explica que na maioria dos mercados de energia em outros países esta questão é resolvida a partir de ofertas de preço formuladas pelos próprios geradores. Como os preços e o despacho resultam dessas ofertas, o sistema absorve a energia daqueles que oferecem o menor valor na pilha de ofertas rejeitando a energia dos demais. “Neste caso, muitas vezes o preço acaba sendo negativo, em função de ofertas formuladas por geradores inflexíveis”, pontua.
Acontece que no Brasil o despacho é determinado centralizadamente pelo ONS. A metodologia específica considera custos definidos administrativamente já que o custo de produção as usinas eólicas e solares é igual a zero. Sendo assim, ressalta a consultoria no Energy Report, a decisão de qual usina cortar em caso de necessidade pode ser tornar arbitrária e não é feita com base em critérios como a minimização do risco de interrupções no fornecimento, eficiência na manutenção dos equipamentos ou outros fatores que possam trazer benefícios ao sistema.
Além disso, a MMGD tem papel importante nesse ponto, pois não são ‘enxergadas’ pelo ONS o que afeta a flexibilidade de operar o SIN, penalizando especialmente as usinas eólicas e solares centralizadas do Tipo I e II, que ficam mais expostas ao curtailment.
Entre as soluções apontadas, a PSR sinaliza que a forma mais eficiente de tratá-los seria através de uma combinação de piso zero para os preços da energia no mercado de curto prazo com o uso de ofertas dos próprios geradores para determinar quais usinas produzirão, ao menos nos momentos de excesso de oferta. Outras soluções possíveis, continua, embora menos eficientes, permitiriam uma implementação mais rápida, incluem uma alocação comercial dos cortes com base no compartilhamento entre os geradores suscetíveis a serem cortados. E ainda, se faz necessário que a geração que não participa do despacho centralizado também seja responsável uma parcela dos custos associados aos cortes.
Há diversas causas para o corte de geração. Atualmente, a Aneel reconhece três causas principais para os eventos. O primeiro é por razão energética e ocorre pela impossibilidade de alocação de geração de energia na carga, ou seja, falta consumo ante a oferta disponível.
A segunda classificação é por confiabilidade elétrica refere-se a eventos em instalações externas às respectivas geradoras e que não tenham origem em indisponibilidades dos respectivos equipamentos. “Em 2024, o curtailment por confiabilidade já representa 64% da energia rejeitada acumulada”, destaca a PSR.
E a terceira recebe a classificação por razão de indisponibilidade externa, ou seja, abrange os eventos motivados por indisponibilidades em instalações externas às respectivas instalações de geração e auxiliares. Refere-se aos cortes provocados por falhas ou intervenções em instalações de transmissão, provocando restrições elétricas no escoamento de energia na rede. Esses eventos são os únicos que, pela regulação vigente, são objeto de algum tipo de ressarcimento ao gerador. E representa 11% da energia restringida.
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