Um dos maiores desafios das usinas eólicas e solares em operação no Brasil tem um nome pomposo em inglês: curtailment.
Explicamos: a cada instante, o operador do sistema precisa despachar o parque de geração em um volume exatamente igual à demanda. O grande aumento da participação das fontes eólica e solar na matriz elétrica traz muitos desafios na operação do sistema.
Há momentos do dia, por exemplo, em que há bastante sol ou vento, situação em que essa geração renovável até excede a demanda do submercado nordeste – o que leva o operador do sistema a precisar desligar diversas plantas solares e eólicas (e hidrelétricas também).
Outro exemplo é a situação comum ao final do dia, em que a geração solar cai abruptamente. Para que a demanda permaneça atendida, pode ser necessário despachar usinas hidrelétricas e termelétricas antes mesmo da queda da geração solar – o que também leva o operador a precisar desligar usinas solares e eólicas.
Todas essas restrições operativas visam atender de forma adequada e confiável as necessidades da carga. O efeito colateral dessas restrições é a redução da geração de usinas eólicas e solares, também chamado de curtailment ou constrained off – ou em bom português: cortes de geração.
O arcabouço regulatório para o tratamento desses cortes encontra-se atualmente definido na Resolução Normativa 1.030/2022 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). A resolução define três tipos de cortes:
- Cortes por razão de indisponibilidade externa (tipo REL): motivados por indisponibilidades em instalações externas à usina – tipicamente indisponibilidade do sistema de transmissão;
- Cortes por razão de atendimento a requisitos de confiabilidade elétrica (tipo CNF): motivados por razões de confiabilidade elétrica dos equipamentos pertencentes a instalações externas à usina; e
- Cortes por razão energética (tipo ENE): motivados pela impossibilidade de alocação de geração de energia na carga.
Embora as três modalidades configurem cortes impostos pelo operador do sistema, só há ressarcimento pela energia não gerada quando o evento é classificado como indisponibilidade externa (ou seja, indisponibilidade da rede de transmissão).
A resolução também define contornos temporais e contratuais (se o contrato foi firmado no Ambiente de Contratação Regulada ou no Ambiente de Contratação Livre) para esse ressarcimento, que se dá por meio do Encargo de Serviço de Sistema pago por todos os consumidores de energia (livres e regulados).
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Para se ter uma ideia, a média de cortes de geração das usinas solares localizadas no submercado Nordeste saltou de 4,8% no mês de abril para 34,8% no mês de setembro. Para as eólicas do Nordeste, a média dos cortes saltou de 2,2% em abril para 18,1% em setembro.
O destaque fica para o incremento dos cortes tipo CNF que saltaram de 1,3% (abril) para 12,6% (setembro) para as eólicas e de 1,9% (abril) para 20,5% (setembro) para as solares.
A redução de geração de usinas eólicas e solares impactam as empresas de duas formas: (i) aumento da exposição ao Mercado de Curto Prazo (MCP), que é valorada ao Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) de cada momento em que acontece o corte, e (ii) degradação da garantia física, que é revisada anualmente com base na geração média verificada, mas encontra-se atualmente suspensa.
A FSET realizou uma estimativa do aumento da exposição ao MCP causada pelos cortes ocorridos em 2024. As usinas eólicas do país tiveram um impacto de cerca de R$ 711 milhões desde janeiro de 2024. Já as solares foram impactadas em aproximadamente R$ 165 milhões desde abril de 2024.
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