Curtailment aumenta em setembro e deve afetar resultado das geradoras no 3T24

O curtailment de empreendimentos eólicos e solares em setembro foi superior ao observado nos demais meses do ano, o que deve afetar negativamente os resultados das geradoras no terceiro trimestre deste ano, principalmente aquelas que possuem ativos instalados nos estados do Ceará e Rio Grande do Norte.

O efeito consta na primeira edição do relatório de acompanhamento mensal do curtailment do Itaú BBA. A análise aponta para impactos totais de aproximadamente 14% de toda geração renovável.

Em relatório enviado a clientes, os analistas do Itaú BBA Marcelo Sá, Fillipe Andrade, Luiza Candiota e Victor Cunha escreveram que o corte da geração por confiabilidade do sistema continua sendo o principal motivo para o desligamento dessas usinas.

Em julho, o corte da geração eólica ficou em 10,9%, enquanto em agosto respondeu por 13,9%, chegando a 15,5% da produção em setembro. Na fonte solar, o curtailment representou 15,6% do total da geração, seguindo estável em agosto (15,9%), aumentando em setembro para 20,6%.

Nova metodologia do curtailment

Em setembro, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) mudou a metodologia do curtailment e que, até então, era baseada na escolha pelo operador das restrições pelo fator de sensibilidade, com a análise do impacto daquela restrição na redução de carregamento da linha de transmissão e/ou subestação sob análise na região.   

Percebendo que em alguns casos o corte de um gerador próximo do fluxo controlado resultava na sobrecarga de outras linhas, causando novas necessidades de cortes, passou a adotar o mecanismo que considera um conjunto maior de geradores agrupados em função do impacto semelhante no fluxo de potência que precisa ser controlado.

Inicialmente, a metodologia foi implementada nos estados do Rio Grande do Norte e do Ceará. Segundo o relatório do Itaú BBA, nessa mudança, o curtailment reduziu substancialmente em usinas que estavam sendo mais impactados no modelo anterior, com destaque para aquelas da Echoenergia (Equatorial) e AES Brasil, que tiveram uma redução de mais de 10% após a mudança de metodologia adotada pelo ONS.

No relatório, os analistas apontam que, de uma forma geral, as empresas monitoradas em seu portfólio tiveram uma melhora após a modificação, mesmo assim, o problema de corte de geração não apresentou uma redução expressiva.

Conforme os dados, nos 14 dias seguintes à mudança o curtailement foi ligeiramente maior que aquele registrado nos 14 dias anteriores: 6.507 GWh, representando 16,4% da geração total, em comparação com 6.391 GWh, representando 15,9% da geração total, respectivamente.

O relatório ainda traz o recorte, nos mesmos períodos, para os estados do Ceará e Rio Grande do Norte. Antes da mudança, os níveis de corte variavam entre 0 e 29%, enquanto depois da mudança, variaram entre 1% e 27%, com o estado do Ceará sendo o mais afetado, mas agora mais próximo do Rio Grande do Norte.

Ao analisar toda a amostra nos estados do Rio Grande do Norte e do Ceará nos 14 dias anteriores à mudança, os analistas descrevem um desvio padrão de 10 GWh e uma média de 7,3 GW. Nos 14 dias posteriores, o desvio padrão foi de 6,3 GWh, enquanto a média permaneceu em 7,3 GW.

“Esses fatos sugerem que a nova proposta do ONS de agrupamento de curtailment implementados em 17 de setembro, de fato atenuou os impactos do corte em alguns ativos que haviam sido altamente impactados”, apontam no relatório.

Outro ponto percebido foi a pulverização dos cortes, na qual o Sudeste apresentou aumento, especificamente em São Paulo e Minas Gerais.