Carlos Alberto Schoeps

A EPE recomendou a instalação de quatro compensadores síncronos de 300 MVA em subestações de 500 kV no Nordeste (1 em Ceará Mirim II, 2 em Morada Nova e 1 em Quixadá), com investimento estimado em aproximadamente R$ 571,6 milhões, como medida de reforço dinâmico para aumentar a margem de segurança operativa e mitigar risco de colapso de tensão; adicionalmente, a EPE indica que a solução pode contribuir para reduzir o curtailment no curto prazo, sobretudo quando os cortes decorrem de restrições elétricas e estabilidade. Esta solução não traz benefícios nas situações de sobreoferta de energia.

Na visão da Replace, a recomendação da EPE de instalar compensadores síncronos no Nordeste é tecnicamente defensável como reforço de robustez elétrica, por ampliar margem de segurança operativa e mitigar risco de colapso de tensão. Contudo, um projeto dessa magnitude não deveria se apoiar apenas em enunciados gerais de “segurança” e “redução de risco”. Em um setor no qual esse CAPEX tende a ser socializado nas tarifas de uso do sistema, a justificativa precisa apresentar, além dos “benefícios técnicos”, mas também apresentar os “benefícios econômicos e regulatórios” para os agentes de mercado e, em última instância, para o consumidor.

O ponto central é que “segurança sistêmica” é um objetivo necessário, mas insuficiente para sustentar a melhor escolha alocativa. A tomada de decisão deveria vir acompanhada de uma avaliação explícita de benefícios efetivos, por exemplo: quanto curtailment é evitado (em MWh/ano, por área e por causa), quanto se reduz de restrições operativas e de ações de controle, qual o impacto esperado em custos sistêmicos (despacho fora da ordem de mérito, encargos operacionais, redispatch), e qual o ganho em confiabilidade traduzido em métricas comparáveis (probabilidade/impacto de eventos, violações de critérios, margens). Sem essa quantificação, a percepção do mercado tende a ser de que se está aprovando um custo relevante com base em benefícios que permanecem implícitos e de difícil verificação.

Isso é ainda mais importante porque parte significativa do curtailment recente tem natureza “energética” (excesso de oferta e limitações de escoamento), e compensadores síncronos, por definição, não criam demanda nem aumentam capacidade de transporte. A consequência é que a discussão correta não é se a solução “funciona”, mas qual parcela do problema ela resolve, com que custo unitário, e como se compara a outras alternativas e combinações delas. Quando essa avaliação não aparece, aumenta o risco de a obra ser percebida como solução restrita a um subconjunto de situações operativas.

A Replace entende que a robustez regulatória exige transparência também sobre “quem ganha e quem paga”. Se o investimento for remunerado via mecanismos típicos de transmissão (RAP) e repassado por TUST/TUSD, é razoável demandar que o regulador e os planejadores publiquem, junto à recomendação, um business case setorial: benefícios por classe de agente, impacto tarifário estimado, e indicadores de desempenho a serem monitorados após a entrada em operação (ex.: redução de horas com restrição elétrica, redução de MWh cortado por critério de estabilidade, redução de custos de operação). Em síntese: segurança é condição de contorno; para justificar um CAPEX dessa ordem, o setor precisa de evidência quantitativa do benefício econômico e operacional entregue ao mercado.

Também não pode ser descartada a alternativa de que os custos desses investimentos sejam suportados, total ou parcialmente, pelos agentes diretamente beneficiados pela redução de restrições elétricas e pela melhoria de desempenho dinâmico do sistema na área de influência das subestações reforçadas. Caso a análise custo-benefício demonstre, de forma objetiva, ganhos concentrados — por exemplo, redução de curtailment por restrição elétrica em determinados polos de geração, diminuição de encargos associados a ações operativas, aumento de capacidade operacionalmente utilizável de escoamento ou mitigação de riscos que afetam de modo desproporcional um subconjunto de agentes — torna-se razoável discutir um arranjo de alocação de custos alinhado ao princípio de causalidade/beneficiário-pagador, em vez de socialização integral via TUST/TUSD. Isso pode ser estruturado por mecanismos regulatórios como sinal locacional, encargos específicos por área, ou modelos de compartilhamento de CAPEX com base em métricas verificáveis de benefício, preservando transparência, previsibilidade e evitando subsídios cruzados não intencionais entre consumidores e regiões.