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O desafio do vertimento de energias renováveis

February 25, 2025 por Arturo D. Alarcón - Martha Carvalho Leave a Comment


Certamente, todos já vimos a imagem de uma usina hidrelétrica liberando milhões de metros cúbicos de água pelo vertedouro de sua barragem. Mas por que isso acontece? Geralmente, isso ocorre devido a um excesso de vazão de água não previsto no planejamento operativo ou devido à restrições no sistema elétrico.

Recentemente, o termo “vertimento” também passou a ser usado para descrever o que ocorre em usinas solares e eólicas quando sua geração de energia precisa ser limitada por falta de capacidade do sistema de transmissão ou por restrições operacionais. A metáfora sugere que estamos “desperdiçando” sol e vento ao restringir a geração, deixando essa energia seguir seu curso na natureza sem ser utilizada.

Quanta energia deixamos de utilizar?

O vertimento de energia em usinas eólicas e solares não é algo novo. Esse processo ocorre em vários países onde o crescimento dessas fontes de energia não foi acompanhado por uma expansão proporcional da capacidade de transmissão, e/ou quando a demanda não acompanha a geração elétrica.

Por exemplo, no Reino Unido, as restrições à geração de energia começaram há 15 anos. Atualmente, cerca de 20% da energia eólica gerada no norte do país não é aproveitada devido a restrições de transmissão para o sul, onde se concentram os principais centros de demanda. Na Califórnia, o sistema interligado (CAISO, na sigla em inglês) tem registrado um aumento nas restrições à geração de energia desde 2019, principalmente de origem solar. Somente em 2022, foram restringidos 2,4 TWh de geração solar e eólica, representando um aumento de 63% em relação a 2021, devido às limitações no sistema de transmissão.

Na América Latina e no Caribe, esse tema tem ganhado relevância, especialmente em países que implementaram políticas bem-sucedidas para fomentar o desenvolvimento da energia solar e eólica, mas que não conseguiram expandir o sistema de transmissão no mesmo ritmo. No Chile, as restrições representaram 9,72% da produção líquida de geração renovável em 2023 e, no primeiro trimestre de 2024, já alcançaram 18,7%. No Brasil, a restrição à geração atingiu cerca de 10% da energia eólica e 17% da energia solar em dezembro de 2024, com uma tendência de crescimento.

Quem arca com o custo da energia que não é utilizada?

A restrição à geração representa um custo para o sistema, pois a energia não gerada pelas usinas renováveis —energia de custo marginal zero, por definição— precisa ser fornecida por outras fontes (usualmente termelétricas ou hidrelétricas com reservatório, que possuem custos superiores a zero) para o atendimento da demanda.

Além do custo adicional de geração, surge a questão: quem deve arcar com o custo da energia não utilizada? Isso depende dos arranjos regulatórios. Pode ser o proprietário da usina, que perde diretamente a receita, ou o sistema como um todo. Em alguns países, o mercado compensa financeiramente as usinas pela energia que não puderam gerar devido a restrições do sistema, custo que, no fim, é repassado aos consumidores.

No Brasil, por exemplo, a compensação aos geradores é concedida apenas quando a restrição ocorre devido a uma indisponibilidade do sistema de transmissão que excede um número de horas definido anualmente. O mercado brasileiro não compensa os geradores caso a limitação da geração ocorra por necessidades de confiabilidade do sistema ou porque a geração excedeu a demanda. A compensação financeira por restrições à geração eólica e solar na América Latina ainda está em fase de desenvolvimento. Com exceção do Brasil, onde já existe uma regulação clara, outros países da região ainda não estabeleceram mecanismos definidos para essa compensação

Esse tema deve ser analisado com atenção, pois as decisões regulatórias relacionadas à compensação das restrições à geração podem afetar a viabilidade dos investimentos em energias renováveis, impactando os fluxos financeiros e a percepção de risco dos desenvolvedores.

Como resolver o problema do vertimento, e até que ponto?

As restrições à geração de energia podem ser mitigadas tecnicamente por meio de diversas estratégias que envolvem a expansão da infraestrutura e ajustes regulatórios para equilibrar melhor a oferta e a demanda. Entre as principais estratégias, destacam-se:

  1. Aumento da capacidade de transmissão das áreas de geração para os centros de consumo. Embora essa seja a solução técnica “ideal”, sua implementação não é imediata devido ao tempo necessário para obtenção de licenças e construção de novas linhas. A capacidade também pode ser aumentada com a substituição de cabos (repotenciação) ou pelo uso de tecnologias que otimizam os fluxos nas redes existentes (Grid Enhancing Technlogies), que geralmente requerem menos tempo de instalação do que a construção de novas linhas.
  2. O Armazenamento de energia também é uma solução para armazenar energia nos momentos de alta geração e disponibilizar essa energia no momento de demanda alta. Isso pode ser viável com projetos híbridos (geração + armazenamento como um único investimento) ou em projetos de armazenamento autônomos, operando de forma independente no mercado. Para essa segunda opção, é necessário que a regulamentação permita a arbitragem de energia ou ofereça incentivos para a flexibilidade.
  3. Gerenciamento pelo lado da demanda, que incentiva consumidores industriais intensivos em eletricidade, centros de processamento de dados e armazenamento térmico a aproveitarem a energia que seria vertida, respondendo aos sinais de preço. É essencial implementar mecanismos de resposta da demanda não apenas para grandes consumidores, mas também para consumidores de baixa tensão. Para isso, são necessários modelos de mercado adequados e investimentos em medidores inteligentes para integrar e otimizar o consumo em tempo real.
  4. Comercialização de excedentes de energia em mercados vizinhos. Quando a geração excede a demanda, a comercialização de energia com países vizinhos pode ajudar a absorver os excedentes, reduzindo as restrições à geração. No CAISO, por exemplo, o mercado de tempo real permite que participantes externos comprem e vendam energia para equilibrar oferta e demanda. Em 2022, mais de 10% da energia que seria vertida foi aproveitada por meio dessas transações. Para implementar essa solução, são necessários acordos regulatórios e infraestrutura de interconexão.

Do ponto de vista do planejamento, é possível identificar um nível ótimo de vertimento, considerando o custo total do sistema. Em alguns casos, pode ser mais eficiente permitir um certo grau de restrição à geração, em vez de superdimensionar a infraestrutura de transmissão, o que elevaria significativamente os custos. Para definir esse nível, são necessários estudos detalhados e ajustes no desenho do mercado para garantir que os investimentos em energia renovável continuem viáveis.

E isso apenas o começo

Na América Latina e no Caribe, o vertimento de energia é um problema que não pode ser ignorado. Países como Chile e Brasil já registram índices significativos, refletindo que o crescimento acelerado das energias renováveis não foi acompanhado por uma expansão proporcional da transmissão nem por ajustes regulatórios adequados. Outros países que adotarem estratégias de desenvolvimento para energia eólica e solar poderão enfrentar desafios semelhantes nos próximos anos.

Para enfrentar esse desafio, será necessário investir em mais infraestrutura de transmissão e explorar soluções como armazenamento de energia, flexibilidade na demanda e oferta, e Grid Enhancing Technologies. Cada uma dessas estratégias exige melhor planejamento de longo prazo, que deve prever a necessidade de transmissão e/ou armazenamento, além de adequações regulatórias e de mercado para oferecer os incentivos adequados.

O grande desafio final será encontrar o equilíbrio entre o custo de expandir a rede e o nível aceitável de restrições no sistema. Isso nos leva a refletir sobre como planejamos nossas redes e regulamos os mercados, garantindo que os investimentos sejam viáveis e que possamos aproveitar ao máximo o imenso potencial renovável da região.


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Arturo D. Alarcón

Arturo D. Alarcón es Especialista Senior en la División de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) en Washington D.C. Desde su ingreso al Banco en 2010, ha estado involucrado en el desarrollo y supervisión de proyectos de generación, transmisión, distribución, electrificación rural y energías alternativas en toda la región. Actualmente, apoya la coordinación técnica de la División, con un enfoque en la expansión de la transmisión, la transición energética justa y sostenible, y la descarbonización. También actúa como punto focal para la hidroelectricidad dentro del BID. Arturo posee un doctorado en Ingeniería Eléctrica, especializado en planificación de sistemas eléctricos, y una Maestría en Sistemas de Potencia y Negocios, ambos títulos de la Universidad de Strathclyde en Glasgow (Reino Unido). Además, es ingeniero electromecánico graduado de la Universidad Privada Boliviana. Antes de unirse al BID, trabajó como investigador en el Instituto de Energía y Medio Ambiente de la Universidad de Strathclyde, desarrollando nuevos métodos de planificación para generación renovable y distribuida, redes inteligentes, almacenamiento de energía y sistemas de energía.

Martha Carvalho

Martha Carvalho tem 16 anos de experiência na indústria de energia, com enfoque em eletricidade. Sua expertise abrange geração, transmissão e distribuição, incluindo em mercados latino-americanos com rápido crescimento e com alta participação de energia renovável. Atualmente, Martha é Consultora de Energia no Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID), onde contribui para a originação, preparação e execução de operações de financiamento para infraestrutura e para desenho implantação de políticas energéticas. Martha é mestre em Sistemas de Energia pela Universidade Federal do Rio de Janeiro e atualmente está cursando doutorado na mesma área. Antes do BID, Martha foi Head de Estudos de Transmissão e Distribuição na consultoria internacional PSR, onde liderou uma equipe multidisciplinar, executou projetos em diversas áreas técnicas, assessorou investidores em transações e apoiou instituições públicas na elaboração de regulações e políticas. Martha também atuou como professora em programas de MBA.

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