Direito Ambiental
Por Enio Fonseca e Decio Michellis
“O sistema elétrico entrou em colapso.”
(Red Eléctrica de España)
“O sistema atingiu um ponto de não retorno, levando a um colapso generalizado.”
(ENTSO-E)
Enio Fonseca e Decio Michellis Jr.
A ENTSO-E – Rede Europeia de Operadores de Sistemas de Transmissão de Eletricidade publicou o relatório final do seu painel de especialistas sobre o apagão de 28 de abril de 2025 na Espanha continental e em Portugal. O relatório identifica as causas do apagão e apresenta recomendações para fortalecer a resiliência do sistema elétrico interligado da Europa.
O relatório está disponível para download em: https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-container/clean-documents/Publications/2025/iberian-blackout/Final%20Report%20on%20the%20Grid%20Incident%20in%20Spain%20and%20Portugal%20on%2028%20April%202025.pdf
Logo após a ocorrência, em abril de 2025, todos os responsáveis fingiam confusão, com desculpas “maravilhosas” atribuindo a culpa a um “fenômeno atmosférico raro” que poderia ter provocado oscilações anômalas misteriosas nas linhas de extra alta tensão (400 kV), um fenômeno conhecido como “vibração atmosférica induzida”. Essas oscilações causaram falhas de sincronização entre os sistemas elétricos, levando a distúrbios sucessivos em toda a rede interligada europeia” e falavam em temperaturas extremas (tipo, 23 graus Celsius). Ria se puder!
“A investigação concluiu que o apagão resultou de uma combinação de muitos fatores interligados, incluindo oscilações, falhas no controle de tensão e potência reativa, diferenças nas práticas de regulação de tensão, reduções rápidas na produção e desconexões de geradores na Espanha, além de capacidades de estabilização desiguais. Esses fatores levaram a aumentos rápidos de tensão e desconexões em cascata de geradores na Espanha, resultando no apagão na Espanha continental e em Portugal.”
O dia do incidente foi um típico dia de primavera na Espanha, com temperaturas amenas e tempo predominantemente ensolarado. A geração fotovoltaica foi semelhante à dos dias anteriores, enquanto a geração eólica foi mais variável, mas dentro dos intervalos observados em dias anteriores comenta o relatório.
As análises técnicas apontaram que o pico de tensão foi causado por uma combinação de fatores interativos identificados na árvore de causas-raiz, que se desenrolaram em intervalos de tempo muito curtos, deixando pouco tempo para uma resposta operacional eficaz. Incluiu limitações na disponibilidade e eficácia dos recursos de controle de tensão, o comportamento da potência reativa dos ativos conectados, as configurações de proteção dos geradores conectados e o comportamento da geração distribuída, agravados pela limitada observabilidade.
“O Painel de Peritos avaliou especificamente as desconexões em cascata da geração no sistema, o controle de tensão e as medidas de mitigação das oscilações. O Painel também avaliou o desempenho dos geradores em relação às configurações de proteção e à contribuição para o controle de tensão, bem como o desempenho dos planos de defesa do sistema e analisou as diversas etapas da fase de restabelecimento.”
O relatório se esforça ao máximo para não identificar os geradores ou equipamentos específicos que foram a fonte da instabilidade de tensão que causou o apagão. O relatório final aponta uma combinação perigosa de severas oscilações de tensão (reação lenta da rede), alta geração de energia solar (flutuações rápidas com picos de geração solar) e falta de capacidade de estabilização das centrais elétricas como a causa (falta de reserva geração de energia despachável em número suficiente para absorver essas flutuações de forma eficaz). Resumindo de forma simplista: A rede elétrica espanhola falhou porque tinha energia gerada por inversores em excesso e energia síncrona insuficiente. Quando ocorreram instabilidades, a falta de robustez e inércia do sistema fez com que a tensão da rede aumentasse descontroladamente, acionando diversos sistemas automáticos de segurança, o que levou ao apagão. Se a rede elétrica espanhola tivesse mantido geração síncrona suficiente, seja a partir de carvão, energia nuclear, gás ou hidrelétrica, o apagão não teria ocorrido. Acredite se quiser.
O presidente da França, Emmanuel Macron, afirmou que o mega-apagão na Espanha foi causado pela dependência do país em energias renováveis. Macron criticou duramente a dependência da Espanha em relação às energias renováveis, afirmando que “nenhum sistema pode suportar tal dependência”. ()
Entre as recomendações do relatório para prevenir eventos semelhantes no futuro temos: “Essas medidas incluem práticas operacionais reforçadas, monitoramento aprimorado do comportamento do sistema e maior coordenação e troca de dados entre os atores do sistema elétrico. As conclusões da investigação também ressaltam a necessidade de adaptação dos marcos regulatórios para acompanhar a natureza evolutiva do sistema elétrico”.
Falta de resiliência
São 472 páginas para explicar o que aconteceu. A palavra “resiliência” é mencionada apenas 7 vezes no relatório final. Destacamos um parágrafo da página 453 que é particularmente importante para o conceito:
“A crescente penetração de energias renováveis variáveis e de geração distribuída, a maior integração do mercado, a eletrificação mais ampla e a evolução dos riscos ambientais e geopolíticos colocam o sistema elétrico europeu em condições operacionais cada vez mais desafiadoras, exigindo níveis mais elevados de resiliência. As recomendações abordam o controle de tensão e a gestão de potência reativa, a estabilidade oscilatória e o comportamento em caso de desconexão da geração. Visam ainda aprimorar a eficácia dos mecanismos de defesa do sistema e a robustez e o preparo dos processos de restauração.”
Implícita está no relatório a observação de que houve um nível insuficiente de resiliência e que os eventos de 28 de abril de 2025 foram um alerta. Até que até que ponto estamos adequadamente preparados no Brasil com um Sistema Resiliente para continuar operando durante a transição energética?
O apagão ibérico enfatiza que “confiabilidade” e “resiliência” são conceitos diferentes e que o sistema pode ter um sem ter o outro:
Confiabilidade: capacidade do sistema de operar corretamente sob condições normais e previsíveis, entregando energia continuamente, mantendo a frequência e a tensão dentro dos limites aceitáveis e evitando interrupções no dia a dia.
Resiliência: capacidade do sistema de lidar com eventos extremos, inesperados ou fora de projeto, absorvendo distúrbios de grande porte, evitando o colapso em cascata e se recuperando rapidamente após falhas “catastróficas”.
O caso de 28 de abril de 2025 é um exemplo clássico de sistema confiável, mas não resiliente. O sistema funcionava “normalmente” antes do evento. Pequenas perturbações iniciais escalaram rapidamente e houve cascata de desligamentos e perda total do sistema. Não foi uma falha única, mas interações complexas (controle de tensão, oscilações, atuação de proteções etc.) onde o sistema não conseguiu absorver nem conter o distúrbio resultando em blackout generalizado na Espanha e em Portugal. O problema não foi falta de energia, mas incapacidade de estabilizar o sistema em tempo real. Isso evidencia falta de resiliência sistêmica, não necessariamente de confiabilidade operacional.
Em geral os sistemas modernos estão “otimizados para eficiência”, operando com margens menores, altamente coordenados e até funcionam bem em condições normais, mas são frágeis diante de eventos extremos e de alta complexidade. A falta de flexibilidade e capacidade para respostas rápidas agravam este tipo de ocorrência.
O boom da energia solar na Europa está sobrecarregando a rede elétrica. A falta de confiabilidade das energias renováveis causou um recorde de 8.645 picos de tensão (é como receber um alerta quase a cada hora) no ano passado (um aumento de 2.000% desde 2015). Isso significa que usinas podem ser desconectadas, levando a apagões generalizados como os da Espanha e em Portugal, que afetou mais de 50 milhões e causou 5 mortes. ()
Na ocorrência de picos de tensão, os sistemas de proteção automaticamente desligam outros dispositivos conectados à rede para se protegerem contra danos, incluindo usinas elétricas. Isso tem o efeito de elevar ainda mais a tensão, gerando um efeito em cascata. No pior cenário, assim como como aconteceu na Espanha, o ciclo continua até que toda a rede entre em colapso.
Não basta mais redundância ou mais geração disponível. Isso não evita colapsos sistêmicos complexos. É preciso resiliência. Isto inclui: controle dinâmico de tensão e frequência, flexibilidade (armazenamento em baterias – BESS, resposta da demanda), compensadores síncronos para estabilizar a rede elétrica, reforços na transmissão de longa distância, melhor coordenação entre agentes e observabilidade em tempo real. O diferencial passa a ser como o sistema reage a falhas sistêmicas.
Árvore de Causa Raiz e o desafio de dados de alta velocidade precisos, completos e sincronizados
A página 452 contém uma “Árvore de Causa Raiz” reproduzida abaixo para apreciação do leitor:
Mas os desafios inerentes à montagem de um conjunto de dados de alta velocidade preciso, completo e sincronizado, considerando as limitações do Relatório Final, podem comprometer a completude da Árvore de Causa Raiz acima reproduzida.
Na página 8/472 do relatório: “Consequentemente, o Painel de Especialistas coletou uma quantidade significativa de dados de Operadores de Sistemas de Distribuição (DSOs) e de importantes usuários da rede. No entanto, alguns dados permanecem faltando, particularmente em relação às paradas de geração que ocorreram antes do apagão, o que impediu o Painel de Especialistas de identificar a causa das paradas das unidades geradoras devido à ausência ou falta de registros de falhas. As partes envolvidas (ou seja, os proprietários dessas instalações) citaram a falta de dados de registro de falhas como o motivo pelo qual não puderam fornecer essas informações à investigação.”
Na página 116 do relatório: “Vale ressaltar que muitos eventos ocorreram em um curto período de tempo, dificultando a determinação de sua sequência exata, visto que nem todos os dados estão sincronizados com precisão suficiente. Além disso, alguns desses eventos ocorreram em partes do sistema que não são totalmente observáveis da perspectiva do Operador do Sistema de Transmissão (OST), exigindo a estimativa do desequilíbrio causado pelo desligamento de certas usinas. Portanto, a Tabela 3-1 apresenta a sequência de eventos com base nas informações disponíveis para o Painel de Especialistas20, observando que algumas interrupções adicionais de geração ou carga podem estar faltando.”
“Hoje foi muito ruim, vocês todos viram”: novas gravações de áudio confirmam que a Red Eléctrica sabia, três meses antes do apagão, que o sistema estava apresentando falhas. () Destaques:
A comissão do Senado que investiga o apagão ouviu uma segunda rodada de conversas esta semana entre empresas privadas de eletricidade e a Red Eléctrica, operadora do sistema. Quase um ano após o incidente, e sem que ninguém tenha assumido a responsabilidade, as gravações mais recentes demonstram que já em janeiro de 2025, três meses antes do apagão total, a empresa presidida por Beatriz Corredor sabia que todo o sistema elétrico espanhol estava no limite. Elas também mostram que seus técnicos previram um risco iminente – “em algum momento, vamos entrar em colapso”, chegaram a prever – e que haviam identificado a origem das flutuações de tensão: um excesso de energia solar fotovoltaica e uma falta de geração nuclear e a gás. Mais uma vez, as gravações do incidente colocam em evidência a gestão da empresa controlada pela SEPI (a holding estatal espanhola) e questionam a narrativa de sua liderança.
Em 31 de janeiro, houve uma sobrecarga de energia tão grande que os funcionários da usina nuclear de Asco alertaram: ” Se as unidades desligarem, ficaremos sem energia “. Eles continuaram dizendo que “a energia solar não é como a energia eólica, que tem inércia. Com a energia solar, alguém chega e aperta um botão, e se não aumentar a escala um pouco, causará problemas, e é isso que acontece”.
Profeticamente, na manhã do apagão, a equipe sabia exatamente do que precisava, informando ao centro de controle da operadora estadual: “ Precisamos de mais capacidade de geração térmica em larga escala, que é o que regula a situação.”
“Relatos que dizem que algo não aconteceu são sempre interessantes para mim, porque como sabemos, existem conhecidos; há coisas que sabemos que sabemos. Também sabemos que existem incógnitas conhecidas; isto é, sabemos que há algumas coisas que não sabemos. Mas também existem incógnitas desconhecidas – aquelas que não sabemos que não sabemos. E se olharmos ao longo da história do nosso país e de outros países livres, é a última categoria que tende a ser a mais difícil. ” [“Reports that say that something hasn’t happened are always interesting to me, because as we know, there are known knowns; there are things we know we know. We also know there are known unknowns; that is to say we know there are some things we do not know. But there are also unknown unknowns—the ones we don’t know we don’t know. And if one looks throughout the history of our country and other free countries, it is the latter category that tends to be the difficult ones.”] (Donald Rumsfeld). Esta declaração é uma resposta que o ex-secretário de Defesa dos Estados Unidos, Donald Rumsfeld, deu a uma pergunta em uma coletiva de imprensa do Departamento de Defesa dos EUA (DoD) em 12/02/2002, sobre a falta de evidências ligando o governo do Iraque com o fornecimento de armas de destruição em massa a grupos terroristas.
Reflita, pondere e tire suas próprias conclusões sobre o assunto.
VRE + Shaping + Firming
Estamos diante do novo “VRE + Shaping + Firming como para eventos HILP” e da necessidade de pensar no Shaping separadamente da necessidade de Firming:
VRE (Variable Renewable Energy): geração renovável variável, como solar e eólica, com produção intermitente e dependente do clima
Shaping: significa “moldar” o perfil da geração VRE para que ele se pareça com a demanda. Não é sobre eventos extremos, é sobre o dia a dia: armazenamento de curto prazo (baterias intradiárias), curtailment (reduzir geração quando sobra) e arbitragem temporal (guardar energia solar do meio-dia para a noite), reduzindo o descompasso entre geração e consumo em condições normais.
Firming: garantir que a energia esteja disponível mesmo quando a VRE falha significativamente. Especialmente em eventos de longos períodos sem vento/sol, eventos climáticos amplos e falhas sistêmicas. Isso significa fazer uso de usinas despacháveis (hidrelétricas, térmicas, nuclear), armazenamento de longa duração, interconexões robustas e reservas operativas, garantindo suprimento em situações críticas.
HILP (High Impact, Low Probability): eventos extremos de alto impacto e baixa probabilidade. Acontecimentos raros, mas com consequências muito grandes para o sistema elétrico – o tipo de situação que diferencia resiliência de mera confiabilidade. Exemplos típicos de HILP: i) Clima extremo sincronizado: longos períodos sem vento, pouca insolação ou ondas de calor ou frio que disparam a demanda; ii) Falhas em cascata com desligamento de linhas críticas, perda simultânea de várias usinas e proteções atuando em cadeia; iii) Problemas de estabilidade com oscilações de frequência ou tensão fora de controle, falhas de controle em sistemas com muitos inversores e perda de sincronismo entre regiões; iv) Eventos sistêmicos amplos como incêndios, tempestades, eventos geopolíticos, falhas coordenadas ou ataques/sabotagem à infraestrutura elétrica. Os sistemas tradicionais são projetados com base em critérios como N-1 (suportar a perda de um componente). Mas HILP geralmente envolve múltiplas falhas simultâneas, condições extremas e comportamento emergente do sistema.
Muitas análises tratam tudo como um único problema (“precisamos de armazenamento”), mas na prática Shaping e Firming são dois problemas completamente diferentes. Não basta integrar renováveis (VRE) ou ajustar o perfil (shaping – variações normais). É essencial garantir sobrevivência do sistema (firming – justamente para HILP, cobrindo cenários como vários dias sem geração renovável, falhas simultâneas e recuperação após colapso). Em sistemas “modernos” de transição energética (com muita VRE e alta complexidade), HILP deixa de ser exceção irrelevante e vira risco central.
O ONS e a modelagem HILP
ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico Brasileiro não “modela HILP” como uma categoria explícita única, mas trata esses eventos por meio de camadas complementares de planejamento, operação e estudos de risco. Existe um ecossistema de ferramentas que, combinadas, cobrem esses cenários raros.
O Brasil historicamente não usa o termo HILP de forma formal como em alguns debates europeus, mas na prática considera:
Segurança elétrica (curto prazo)
Adequação energética (médio/longo prazo)
Resiliência operativa (tempo real)
O HILP aparece na interseção desses três:
Critério N-1 (e além): o sistema deve suportar a perda de um elemento (linha, gerador, transformador). Mas HILP exige mais, então o ONS também analisa N-2 ou contingências múltiplas específicas e eventos historicamente críticos. Isso já tenta capturar falhas em cascata iniciais.
Estudos de segurança dinâmica: simulações detalhadas de estabilidade de frequência, de tensão e oscilações eletromecânicas. São simulados eventos como perda súbita de grandes blocos de geração, separação do sistema (ilhamento) e falhas severas de transmissão. Muitos colapsos não são falta de energia – são perda de estabilidade.
Simulações probabilísticas (planejamento energético): ferramentas como modelos NEWAVE / DECOMP (cadeia de planejamento brasileiro) simulam milhares de cenários de hidrologia (secas severas), demanda e disponibilidade de geração.
Análise de cenários extremos (“stress tests”) como carga alta + baixa geração hidráulica + falha de transmissão ou perda de interligações entre regiões (Norte–Sudeste, por exemplo)
Reserva operativa e requisitos de resposta para lidar com eventos raros em tempo real: reserva girante, controle automático de frequência (CAG) e esquemas de alívio de carga (ERAC). Isso é firming operacional, voltado para eventos extremos.
Esquemas especiais de proteção (SEP) – automação para eventos severos como corte automático de carga, desligamento seletivo de geração e separação controlada do sistema para evitar que um evento raro vire um blackout total.
Diferente da Europa (vento/solar), no Brasil o principal HILP histórico são as secas hidrológicas extremas como a crise hídrica de 2001 e eventos recentes 2021 modelados como cenários hidrológicos críticos e risco de déficit energético.
Modelos tradicionais têm dificuldade com HILP porque focam em probabilidades conhecidas, assumem comportamentos relativamente estáveis e não capturam bem interações complexas e não-lineares, exatamente o tipo de dinâmica do apagão ibérico.
Com mais renováveis e inversores, o ONS (e o setor) está evoluindo para mais simulações dinâmicas em tempo real, maior foco em estabilidade com eletrônica de potência, avaliação de eventos raros combinados (clima + rede + controle) e integração com armazenamento e resposta da demanda.
No Brasil o Shaping já é parcialmente feito via hidrelétricas e o Firming também via hidrelétricas + térmicas. O HILP testa os limites disso diante de várias regiões tiverem hidrologia ruim ou falhas simultâneas de transmissão ou comprometimento da estabilidade dinâmica for comprometida.
O desafio moderno é que sistemas mais complexos exigem ir além de “segurança N-1” e pensar explicitamente em eventos raros, sistêmicos e combinados. Somos fortemente dependentes de um sistema hidrotérmico para conviver com uma penetração crescente de solar/eólica.
O Risco Brasil
O Armazenamento de Energia pode ser caracterizado em:
O armazenamento de curto prazo pode manter a estabilidade da rede atuando como capacidade de resposta rápida, por exemplo, em resposta a um aumento inesperado na demanda ou perda de fornecimento (baterias, UHEs – Usinas Hidrelétricas e UTEs – Usinas Termelétricas).
O armazenamento diário destina-se a suavizar os requisitos de geração entre a demanda diurna que atinge o pico por volta das 18h30 e a baixa demanda noturna entre aproximadamente meia-noite e 6h da manhã (baterias e UHEs).
O armazenamento intrasazonal seria necessário para nivelar a variação nas formas intermitentes de geração de eletricidade, como os parques eólicos e geração solar, cuja produção pode reduzir dramaticamente para eventos climáticos extremos (ondas de calor, por exemplo) por vários dias de cada vez (UHEs com reservatórios de regularização e UTEs – substitutas).
O armazenamento sazonal que poderia armazenar, excedente de eletricidade gerada por energia solar e eólica nos meses de maior sazonalidade de produção. As tecnologias que poderiam fornecer essa facilidade economicamente seriam os reservatórios com capacidade plurianual de regularização que deixaram de ser construídos no Brasil desde a década de 1980 por restrições socioambientais, substituídos por aproveitamentos hidrelétricos à fio d´água (UTEs – substitutas como backup).
O caminho de armazenamento renovável requer armazenamento de curta, média e longa duração. O armazenamento de curta duração (~4 horas) está disponível com baterias de lítio, mas a um custo muito alto. O armazenamento de média duração (~8-16 horas) está em desenvolvimento, mas ainda não está disponível comercialmente e seu custo é desconhecido. Atualmente, o armazenamento de longa duração (semanas) está disponível apenas com hidrelétricas bombeadas (reversíveis), mas sua disponibilidade é muito limitada e tem havido forte resistência para expandi-lo.
O Plano de Operação Elétrica de Médio Prazo do Sistema Interligado Nacional (SIN) de 2026 a 2030, do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), aponta para o risco de blecautes em razão da sobrecarga da rede elétrica por conta do aumento da produção de energia por painéis solares em casas e comércios que não é utilizada revertida para o sistema elétrico (fluxo reverso). O excedente cria uma via de mão dupla gerando risco de sobrecarga. ()
No Brasil, a Micro e Minigeração Distribuída (MMGD) é a principal modalidade de REDs (Recursos Energéticos Distribuídos) e já ultrapassa 43 GW de capacidade instalada, posicionando-a atualmente como a segunda maior fonte de geração do país em termos de capacidade instalada. As projeções indicam que a capacidade instalada da MMGD deverá alcançar aproximadamente 61 GW em 2030.
A demanda máxima de carga prevista para o SIN, em 2030, é de 120 GW.
O Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2035 () avalia o uso das baterias para controle do fluxo inverso de potência: Casos de inversão de fluxo de potência ativa nas redes elétricas têm aumentado no Sistema Interligado Nacional (SIN) em função da difusão de usinas não despacháveis pelo ONS, como a MMGD. A inversão de fluxo pode aumentar a necessidade de restrições na geração das usinas centralizadas para garantir os critérios de segurança do SIN. Adicionalmente, o fluxo inverso pode afetar o desempenho de equipamentos de proteção e controle da rede elétrica. O uso de baterias para o gerenciamento do consumo e geração de forma sistêmica pode manter a energia gerada dentro da rede de distribuição, evitar fluxo reverso nas subestações de fronteira com a transmissão e amenizar a rampa no final do dia.
Segundo dados da ABSAE (2024), um sistema de bateria para aplicação comercial e industrial (3MWh) possui um preço final de cerca de R$ 2.000/MWh (US$ 323/MWh), considerando a carga tributária atual.
Considerando dados da Greener (2025) para sistemas residenciais híbridos (geração fotovoltaica e bateria), estima-se que o preço final do sistema de baterias para o consumidor residencial esteja próximo de R$3.500/MWh (US$ 610/MWh).
A Lei n° 14.300/2022 prevê um pequeno e gradual desconto sobre a energia injetada na rede. Com isso, há pouco ganho para ser capturado com a instalação de uma bateria. O PDE 2035 considera que esse cenário também pode se alterar a partir de 2029, quando a energia injetada na rede passará a ser valorada a partir de um cálculo de seus custos e benefícios. Quanto menor a remuneração pela energia injetada da GD, maior a viabilidade das baterias.
A EPE estima o mercado potencial de 67 GWh a partir da projeção da geração fotovoltaica residencial diária em 2035. Mas não projeta qual percentual (%) deste mercado potencial receberá investimentos em baterias residenciais considerando as incertezas associadas ao grau de penetração do armazenamento e do preço unitário das baterias.
De acordo com a análise do mapa acima, conclui-se que dezoito estados do Brasil apresentam transformações de fronteira com possibilidade de fluxo reverso. Além disso, Rio Grande do Sul, São Paulo, Goiás, Minas Gerais, Paraná e Mato Grosso são os estados que ganham destaque como aqueles que apresentam o maior número de subestações com possibilidade de operarem com o fluxo de potência ativa no sentido da rede de distribuição para transmissão.
Recomendamos para melhor compreensão dos temas abordados, a leitura dos e-books de nossa autoria:
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Conclusões
O apagão ibérico reacendeu o debate sobre a segurança do abastecimento de energia elétrica. A Espanha está agora dependendo mais de usinas termelétricas a gás, como alternativa para estabilizar a rede elétrica em curto prazo. Ao mesmo tempo, o país está acelerando a expansão da tecnologia de armazenamento (BESS) e controle de energia. Os relatórios estão sendo divulgados, mas ninguém que era responsável foi responsabilizado até o momento.
Não há nada como um bom apagão para nos ajudar a definir nossas prioridades, nos tirando da nossa zona de conforto e nos lembrando por que a civilização moderna é algo tão bom. Como uma série de benefícios adicionais, apagões revelam a importância da autossuficiência e nos lembram que a complacência não é algo bom. Limitações de tempo, escassez de recursos físicos e principalmente financeiros estão reduzindo a segurança energética. Ratifica a confiança na geração de eletricidade despachável de carga básica como uma excelente ideia.
Difamar o sistema energético da era moderna se tornou um hobby para muitas pessoas. A maioria delas nunca experimentou a ausência desse sistema, exceto por escolha própria. Porém é muito diferente escolher privar-se de algo de uma privação imposta por forças externas.
A busca pela transição energética para uma economia baseada nas energias renováveis, com destaque para solar e eólica resultou na necessidade de investimentos maciços em instalações redundantes (backup) e reforços no sistema. A redundância é cara e desperdiçadora. Ela contribuiu significativamente para a inflação na economia em geral, principalmente como resultado dos incentivos, subsídios e obrigações impostos para promovê-la.
Os custos indiretos necessários para tornar estas energias “firmes” são altos: investimentos adicionais em baterias (BESS) e ou hidrelétricas reversíveis, compensadores síncronos para estabilizar a rede elétrica (agora é necessário investir em robustez e resiliência do sistema) e reforços na transmissão de longa distância. Estes investimentos complementares e indispensáveis podem multiplicar o custo da eletricidade gerada por energia eólica e solar por dez ou mais.
As redes elétricas precisam permanecer estáveis. Os fundamentos de engenharia do nosso sistema elétrico não podem simplesmente ser descartados. Se ignorarmos essas realidades, as consequências não serão abstratas como no apagão ibérico. Elas serão sentidas em contas de energia mais altas, e potencialmente em um sistema elétrico menos confiável.
Nestes tempos incertos, as consequências de um desastre de segurança nacional associadas à insegurança energética podem ser verdadeiramente trágicas. Confiabilidade energética se tornou uma questão de vida ou morte. A energia é vida, e a sua falta acarreta desastres e morte em circunstâncias como condições climáticas extremas, desastres naturais ou eventos de segurança nacional. Energia acessível, confiável e limpa é o motor por trás da redução de preços e do crescimento que impulsiona a qualidade de vida, segurança e saúde em nossa casa, no trabalho e na economia em geral.
Precisamos de Segurança Energética Acessível, Confiável e Limpa! É a base da sobrevivência nacional!
