O Rio Grande do Norte é o estado do País mais afetado por cortes em
geração de energia elétrica em 2024, de acordo com um levantamento feito
pela consultoria ePowerBay. Os dados apontam que, de janeiro a julho,
as interrupções de geração nas usinas localizadas no RN somaram 2,52
milhões de maegawatts-hora (MWh), o equivalente a 53% da energia
frustrada em todo o País (4,75 milhões de Mwh) no período. O RN possui
atualmente 300 parques eólicos (9,9 GW) e 35 solares (1,2 GW), que
juntos contabilizam 11,1 GW em operação. No Brasil, entre agosto de 2023
e julho deste ano, os cortes já provocaram perdas de R$ 600 milhões
para o setor eólico.As informações são da Associação Brasileira de
Energia Eólica (ABEEólica) com base no Operador Nacional do Sistema
Elétrico (ONS) e que estima que os prejuízos ultrapassarão os R$ 700
milhões até o final de 2024. Francisco Silva, diretor de regulatório da
ABEEólica, comenta que os cortes provocam perdas financeiras para os
geradores, com efeitos diretos dos custos de energia para o consumidor.
“As empresas não controlam quando vai ocorrer uma restrição, então, o
que elas fazem é colocar um determinado valor de perda, com precificação
para médio e longo prazo”, afirma Silva.“Esse valor é colocado nos
contratos dos empreendimentos, que vão resultar em aumento para o
consumidor”, completa. O diretor de regulatório da ABEEólica diz que não
é possível calcular plenamente as perdas, o que torna os aumentos com
os custos “perigosos”, conforme avalia. “Cada gerador tem um determinado
nível de risco a ser suportado, então, ele vai fazer uma conta para
chegar a um valor que lhe garanta proteção”, explica Francisco Silva.
Sérgio
Azevedo, do Comitê de Energias Renováveis da Federação das Indústrias
do RN (Fiern), afirma que os efeitos para as empresas potiguares podem
ser catastróficos. Segundo ele, o faturamento de alguns empreendedores
já apresenta queda de 70% por conta dos cortes. “As limitações são
extremamente prejudiciais. Elas começaram a ocorrer após o apagão de
agosto do ano passado, quando o ONS passou a limitar a entrada de
energia na rede para evitar um novo blackout, mas podem quebrar a
indústria eólica e solar do RN”, alerta.
Max Pereira, consultor da Associação Potiguar de Energias
Renováveis (Aper) também destaca os impactos, os quais podem também,
segundo ele, tornar as empresas cautelosas na hora de aportar novos
investimentos. “Questiona-se muito quem vai pagar pelos cortes e,
obviamente, as empresas são impactadas porque contabilizam os
empreendimentos e formulam a engenharia financeira a partir de uma
determinada geração, por um determinado tempo. Frustrar essa geração
cria impacto nos resultados, que podem provocar no mercado uma cautela
maior em relação a novos empreendimentos”, diz.
Subestação Açu III foi a mais impactada
As interrupções ou limitações de geração de energia são conhecidas
pelo termo em inglês “constrained-off”. A ePowerBay não informou quais
as restrições que levaram aos cortes em julho, mas no levantamento da
consultoria divulgado sobre o mês de junho, a grande maioria das
frustrações foi causada por razões de confiabilidade (69%). “São duas
razões, basicamente, pelas quais a interrupção ocorre: elétrica e
energética. A queda de uma linha de transmissão é uma razão elétrica”,
exemplifica Francisco Silva, da ABEEólica.
“São problemas que
acontecem em menor quantidade, porque nossas redes são bem robustas. A
confiabilidade, por sua vez, integra a razão energética, que é quando
ocorre um problema no sistema referente à tensão ou voltagem. Diante
disso, o ONS precisa pedir aos geradores que interrompam o envio de
energia”, esclarece o diretor de regulatório da ABEEólica.
Em junho, segundo a ePowerBay, os conjuntos que mais sofreram
restrições no Brasil foram Serra do Mel B, Serra do Mel A, Serra do Mel
II e Monte Verde, todos localizados no Rio Grande do Norte e com cortes
maiores que 300 mil MWh. Eles pertencem às empresas Voltalia e
Echoenergia, do Grupo Equatorial; e EDP Renováveis.
As subestações
com a maior parcela das restrições no País foram Açu III, João Câmara
III, Monte Verde. Mais uma vez, todas no Rio Grande do Norte. As três
subestações possuem 26 conjuntos e 15 proprietários de parques, somando
um total de energia frustrada de cerca de 1,5 milhões de Mwh. A
subestação Açu III foi a mais impactada, com perdas na ordem de 500 mil
quilowatts-hora (kWh). Ela possui sete conjuntos, sendo Serra do Mel B
de propriedade da Echoenergia, a mais afetada.
Para evitar prejuízos com as frustrações, Francisco Silva, da
ABEEólica, defende que os riscos relacionados à transmissão não deveriam
estar sobre os geradores. “Seria benéfico que esse risco ficasse com o
sistema. Caso a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) concordasse
em transferi-lo [para o sistema] e ressarcir o gerador, o custo não
precisaria ir para o preço da energia no longo prazo”, pontua.
Sérgio
Azevedo, do Comitê de Energias Renováveis da Fiern, sublinha que o ONS
precisa ser mais assertivo na hora de efetuar as limitações. “O operador
tem que ser mais eficiente e fazer uso de melhores ferramentas de
avaliação de injeção da carga de energia. É algo que deve ser revisto
com muita urgência. Essa seria uma solução mais imediata. Em um segundo
momento, o Estado precisa garantir infraestrutura para o escoamento da
energia produzida aqui”, declara.
Max Pereira, da Aper, diz que é preciso ampliar o sistema para
garantir mais eficiência. “Essas restrições precisam ser gerenciadas e
enfrentadas com a construção de mais linhas de transmissão que possam
levar energia para todo o sistema, o qual, obviamente, deve ser ampliado
para controlar e dar confiabilidade nos momentos de diminuição de
carga. O País precisa de energia, mas, ao mesmo tempo há restrições.
Isso não pode acontecer”, sublinha.
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