É certo que a expansão da oferta de energia baseada nas fontes solar e eólica permite maior oferta de energia limpa, no entanto, suas caraterísticas de maior imprevisibilidade na geração instantânea vêm impondo desafios para a operação do sistema.
Por serem limpas e de rápida implementação, as fontes renováveis vem ganhando espaço na matriz energética. Mas sua operação precisa conversar com um modelo ainda baseado no regime hídrico.
Com a Res. 482 de 2012, a fonte solar vem crescendo de forma rápida para oferta de energia. Seja por estar próxima à carga, por ter seus custos reduzidos ou pela rápida instalação, é indiscutível que a energia solar veio para ficar. Já mais consolidada no setor, a fonte eólica vem crescendo nos últimos 20 anos e hoje, chega a representar ate 12% da geração de energia no país permitindo uma melhor manutenção dos reservatórios e evitando ainda mais emissões de carbono na atmosfera.
No entanto, sua operação vem apresentando diversos desafios pois a disponibilidade de energia é instantânea e, nem sempre, o pico de potência é suportado para o atual desenho das transmissões. Nesse cenário, corte de geração tem sido frequentes, ou seja, o operador do sistema, quando enxerga risco de picos de potência, “corta” a geração da usina solar ou eólica, para reestabelecer o equilíbrio e evitar maiores danos.
O nome desse corte na operação é o curtailment e o constrained off, que acontecem quando há tais cortes na produção de energia das eólicas e solares. Segundo o vice-presidente de Comercialização e Soluções em Energia da Eletrobras, Ítalo Freitas Filho, os cortes vieram para ficar no setor elétrico, tendo em vista o tipo de energia que tais fontes oferecem.
Há três possibilidades de enquadramento de cortes. Apenas um é passível de reembolso aos agentes: restrição elétrica ou indisponibilidade. Os outros dois são motivo energético, ou seja, não há carga a ser atendida por aquela geração e o mais usado, por confiabilidade do sistema, esse o mais utilizado.
Obviamente, um corte na geração, impacta a receita do gerador, que vê sua usina instalada, mas impossibilitada de injetar a energia na rede. O principal ponto que vem estrangulando as receitas das empresas é a questão da confiabilidade do sistema. Esse motivo tem como ponto principal os gargalos de transmissão, pois a expansão da geração se dá de forma mais rápida do que a capacidade de escoamento. Como os ativos estão mais localizados no Nordeste, é essa a região que mais tem sido impactada.
Na prática, o ONS limita a geração das usinas para preservar o sistema além da limitação de alguns pontos nas linhas de transmissão.
Os dados mais recentes da ABEEólica mostram que até o momento as perdas para os geradores eólicos somam R$ 453 milhões. A previsão mais conservadora para este ano é de que esse montante alcance R$ 700 milhões. A maior parte do valor deverá ser alcançada nos próximos meses, por conta da chamada Safra dos Ventos.
Representando o outro segmento fortemente afetado pelos cortes, Rodrigo Sauaia, presidente executivo da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica, corrobora que a transmissão é o principal gargalo que vem ocasionando essa situação de desequilíbrio. É uma questão física e não contratual, frisa o executivo. Por isso, continua, o ponto central para a redução desses cortes passa pela aceleração da disponibilidade de infraestrutura de escoamento dessa geração. Segundo os dados mais recentes, o impacto financeiro está em R$ 263 milhões.
O debate tem sido intenso no ONS que vem coletando informações dos agentes para propor e melhor solução e não impactar os preços para o consumidor.
PSR alerta que clima já tem o seu novo normal.
Consultoria especializada em setor elétrico, entende que o histórico de chuvas vem passando por mudanças e por isso, é preciso ficar atento à formação de preços.
Ainda, segundo a consultoria em sua versão mais recente da publicação mensal Energy Report, há evidências científicas muito fortes de que as condições que levaram aos eventos extremos de 2023 e 2024 são estruturais. Inclusive, essa condição pode piorar nos próximos anos devido a mudanças irreversíveis na circulação oceânica nos próximos vinte anos. “O novo normal chegou mais cedo do que se previa porque o aquecimento global está acelerando. O incremento de temperatura resultante de um incremento de CO2 injetado, está aumentando rapidamente”, descreve a PSR na publicação.
Tal transformação pode ser vista no regime hidrológico que vem se mostrando inconstante e mais imprevisível. Por exemplo, o ano de 2024/25 iniciou com um grande volume de chuvas, mas que diminuiu em um mês que era para ter se aumentado ou se mantido.
Janeiro foi um mês que era esperado um aumento maior de acúmulo de reservatório, entretanto a subida não se concretizou, gerando um acúmulo de reservatório menor que o previsto.
Demanda de energia bate 103,7 GW e país registra segundo recorde consecutivo.
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) prevê que a carga do Sudeste/Centro-Oeste em fevereiro seja maior que a de janeiro e também mais alta que a registrada no mesmo período do ano passado.
Segundo o Operador, as altas temperaturas em todo o país têm participação fundamental no recorde de carga. A demanda de carga vem sendo diretamente impactada pelas condições climáticas e altas temperaturas registradas em diferentes regiões do país.
Assim, em três semanas o SIN bate novo recorde de carga instantânea. Em 22 de janeiro, o país atingiu o pico anterior de 102.810 MW, superando as marcas de 90.000 MW antes tidas como picos no sistema como um todo.
No submercado Sul, a demanda instantânea teve dois recordes seguidos. Nesta terça-feira, a carga instantânea no submercado foi de 23.091 MW, superando o recorde anterior, que ocorreu na véspera, a 21.950 MW.
(Fonte: Megawatt).
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