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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Fonte: Tribuna do Norte