De acordo com pt.wedoany.com-O Operador do Mercado de Energia da Austrália (AEMO) publicou em 31 de julho a versão final da Revisão Geral de Riscos do Sistema de Energia 2026 (GPSRR), confirmando que os sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) equipados com inversores formadores de rede ainda não foram comprovados como capazes de atender aos requisitos de resistência do sistema no nível mais alto do Mercado Nacional de Eletricidade (NEM) da Austrália, mas continua a listá-los como uma alternativa potencial às máquinas síncronas após a retirada das usinas a carvão.
A GPSRR é uma revisão anual prevista na cláusula 5.20A das Regras Nacionais de Eletricidade, que avalia prospectivamente os riscos de baixa probabilidade e alto impacto que a rede enfrenta. A edição de 2026 concentra-se em quatro riscos prioritários: o aumento da conexão de cargas de data centers, o risco não crível de resistência do sistema decorrente da aposentadoria de máquinas síncronas, eventos de falhas em geração não crível de grande porte e na rede, e riscos de controle de tensão.
Em relação à resistência do sistema, o relatório considera que, com a aposentadoria das unidades a carvão, a entrega pontual de compensadores síncronos e a expansão das instalações de transmissão continuam sendo os principais meios de manter os níveis de falta; o BESS formador de rede é explicitamente listado como uma alternativa ou complemento ativamente considerado. O relatório afirma que continuará avaliando oportunamente o suporte à resistência do sistema do NEM por meio de compensadores síncronos, sistemas de armazenamento de energia em baterias formadores de rede ou outras alternativas.
O relatório distingue dois níveis de fornecimento de resistência do sistema. O BESS formador de rede já demonstrou capacidade de sustentar a estabilidade da forma de onda de tensão, o que historicamente é um componente da resistência do sistema que exigia máquinas síncronas; o que ainda não foi confirmado é a corrente de falta de qualidade de proteção (protection-quality fault current), um padrão mais rigoroso do que a estabilidade da forma de onda de tensão e uma condição necessária para atender ao nível mínimo de resistência do sistema estipulado pelas Regras Nacionais de Eletricidade.
O AEMO planeja adquirir "Serviços Transitórios Tipo 2" (Type 2 Transitional Services) para testar, em condições reais de rede, se os inversores formadores de rede podem fornecer corrente de falta de qualidade de proteção, a fim de verificar se a corrente de falta gerada possui amplitude, duração e composição suficientes para sustentar a operação confiável dos dispositivos de proteção do sistema de energia.
Essa distinção já trouxe impacto comercial direto. A avaliação mais recente de mudança material significativa da Transgrid mostra que o custo dos compensadores síncronos excedeu o orçamento em 38%, com o custo total da primeira fase atingindo A$ 1,13 bilhão (US$ 920 milhões), enquanto a estimativa média inicial por local era de A$ 163 milhões. Diante disso, a Transgrid propôs substituir dois dos cinco compensadores síncronos planejados da segunda fase por um BESS formador de rede de 900 MW, sujeito à confirmação de que a tecnologia pode fornecer contribuição confiável no nível mínimo de resistência do sistema.
A GPSRR analisa o risco de resistência do sistema por cenários específicos. O AEMO simulou as consequências da perda não crível de duas grandes unidades síncronas, assumindo que até outras três grandes unidades síncronas estejam em manutenção programada ou não programada, usando a aposentadoria prevista da usina Eraring, em Nova Gales do Sul, e da usina Yallourn, em Victoria, como cenários de teste de estresse. Para Nova Gales do Sul, a conclusão é relativamente otimista: se os compensadores síncronos e a expansão da transmissão forem entregues pontualmente, mesmo com três grandes unidades síncronas já fora de operação, a perda simultânea não crível de duas usinas a carvão pode ser gerenciada por meio de despacho operacional, sem necessidade de ações adicionais. Se essas obras atrasarem após a aposentadoria de Eraring, a situação se deteriora significativamente — sem os compensadores síncronos em operação, pode não haver unidades suficientes para restaurar a segurança do sistema após certos eventos de falha não crível em condições de múltiplas indisponibilidades.
Victoria enfrenta pressão ainda maior. Se o compensador síncrono de Hazelwood estiver em operação antes da aposentadoria de Yallourn, com três unidades a carvão já fora de operação, a restauração da segurança do sistema após a perda não crível de duas unidades de Loy Yang exigiria a conexão à rede de até oito unidades rápidas a gás em 30 minutos, meta que o relatório considera difícil de alcançar. Se o compensador síncrono atrasar para após a aposentadoria de Yallourn, o número de unidades rápidas necessárias aumentaria para 16, e o AEMO admite que esse cenário pode não ser viável no prazo previsto. O relatório, portanto, pede melhor coordenação de indisponibilidades para reduzir o tempo de saída simultânea de múltiplas unidades e a expansão dos procedimentos operacionais para cobrir eventos específicos de falha não crível.
Até a data de corte de dados do relatório, 1º de julho de 2026, três eventos de perda simultânea de duas grandes unidades síncronas já haviam ocorrido no ano fiscal de 2025-26: a perda das unidades 3 e 4 de Yallourn em 16 de outubro de 2025, a perda das unidades C3 e C4 de Callide em 15 de janeiro de 2026, e a perda das duas unidades de Vales Point em 2 de fevereiro de 2026. A GPSRR cita esses eventos para destacar que tais acidentes de baixa probabilidade não são hipotéticos, e o cronograma de entrega da resistência do sistema já é bastante apertado.
As instalações de armazenamento em baterias estão remodelando a operação do NEM mais rapidamente do que qualquer outra tecnologia individual. No segundo trimestre de 2026, a capacidade instalada de armazenamento em baterias em escala de rede na Austrália ultrapassou 9.000 MW; com a rápida expansão das instalações existentes, o spread de preços das baterias no NEM encolheu 85% em relação ao ano anterior, caindo para uma média de A$ 51/MWh. No pipeline de projetos, a capacidade formadora de rede tornou-se a arquitetura dominante — 74% dos 33,2 GW de reserva de armazenamento em baterias do NEM utilizam inversores formadores de rede, refletindo tanto os incentivos comerciais dos contratos de resistência do sistema quanto o acúmulo de uma vasta quantidade de dados de campo sobre o comportamento real dos inversores na rede.
O teste de corrente de falta proposto se baseará nesses dados de campo. O AEMO afirma que obterá e analisará dados de corrente de falta de BESS formadores de rede já em operação para entender sua resposta durante faltas; o Roteiro de Engenharia (Engineering Roadmap) e os Serviços Transitórios Tipo 2 fornecerão a estrutura para esse trabalho. O AEMO já havia listado o BESS formador de rede como ação prioritária para 2026, afirmando que ele se tornaria o "coração operacional do sistema de energia de Nova Gales do Sul" após a aposentadoria da geração síncrona. A GPSRR agora adiciona uma dimensão formal de avaliação de risco a essa designação prioritária, listando as condições necessárias para que o papel do BESS formador de rede se expanda do fornecimento de resistência do sistema em nível eficiente para o nível mínimo.
O relatório também discute o risco independente representado pelos data centers como cargas do tipo inversor. A modelagem do AEMO mostra que, até 2030, sem padrões de suportabilidade a afundamentos de tensão, uma única falta na rede de 330 kV próxima ao oeste de Sydney poderia causar a desconexão de aproximadamente 1.500 MW de carga de data centers. De acordo com o cenário "Mudança em Degraus" (Step Change) do AEMO, os data centers representarão 6% da demanda do NEM em 2029-30, subindo para 10% até 2050. O relatório apoia os "Padrões de Acesso de Carga Pacote 2" (Package 2 load access standards) propostos pela AEMC para lidar com riscos de suportabilidade a afundamentos de tensão, recuperação de potência ativa e taxas de rampa.
A GPSRR também extrai lições do apagão da Península Ibérica de abril de 2025, quando o controle insuficiente de tensão causou falhas em cascata na Espanha e em Portugal. O AEMO recomenda expandir os estudos de risco de controle de tensão para eventos de falha não crível durante períodos de carga mínima do sistema e baixos níveis de falta. O risco de oscilação do sistema de energia é listado como tema para futuras GPSRR ou para o Plano de Transição para a Segurança do Sistema (Transition Plan for System Security); oscilações forçadas induzidas por cargas de treinamento de IA podem fazer a demanda de data centers variar em ±60% da capacidade nominal da instalação em segundos, sendo identificadas como risco de interação subsíncrona com eixos de turbinas e fluxos inter-regionais.
