Resumo

  • Em 28 de setembro de 2016, tornados danificaram linhas de transmissão na Austrália do Sul e a perda sustentada de 456 MW de geração eólica em menos de sete segundos, seguida pelo desligamento do esquema de proteção do Interconector Heywood, isolou o estado e produziu um apagão total às 16h18.
  • Em 15 de junho de 2022, o próprio AEMO suspendeu o mercado à vista de todas as regiões do NEM às 14h05, depois de dirigir quase 5 GW de geração no dia 14 e concluir que operar o mercado conforme as regras tornara-se impossível.
  • O relatório independente da AER, de 14 de dezembro de 2022, descreveu a conduta de geradores como imprudente, mas constatou que a estrutura de regras praticamente impedia a responsabilização: a cláusula 4.8.9(c2) não tem penalidade civil.
  • O próprio AEMO admitiu que uma declaração de entrada manifestamente incorreta em 23 de junho de 2022 não seguiu o processo aplicável das regras.

Nenhuma cobertura anterior do BTW foi localizada para este sujeito. O delta deste artigo em relação aos documentos adjacentes — o Relatório Final Integrado do AEMO (março de 2017) sobre o apagão de 2016 (https://www.aemo.com.au/-/media/files/electricity/nem/market_notices_and_events/power_system_incident_reports/2017/integrated-final-report-sa-black-system-28-september-2016.pdf), o terceiro relatório provisório do AEMO (https://www.aemo.com.au/-/media/files/electricity/nem/security_and_reliability/reports/2016/integrated-third-report-sa-black-system-28-september-2016.pdf), o relatório do próprio operador sobre a suspensão de junho de 2022 (https://aemo.com.au/-/media/files/electricity/nem/market_notices_and_events/market_event_reports/2022/nem-market-suspension-and-operational-challenges-in-june-2022.pdf) e o relatório independente da AER sobre os eventos de junho de 2022 (https://www.aer.gov.au/system/files/AER%20June%202022%20Market%20Events%20Report-%20FINAL%20VERSION%20-%2014%20December%202022.pdf) — é a leitura conjunta de um registro operacional e um registro regulatório sobre a mesma pergunta: quem controlava a prevenção e a detecção, e o que prova que o reparo é durável.

O apagão de 28 de setembro de 2016

O Relatório Final Integrado do AEMO conclui que tornados com ventos estimados entre 190 e 260 km/h danificaram linhas de transmissão de 275 kV, produzindo cinco falhas e seis quedas de tensão em cerca de dois minutos, por volta das 16h16 (https://www.aemo.com.au/-/media/files/electricity/nem/market_notices_and_events/power_system_incident_reports/2017/integrated-final-report-sa-black-system-28-september-2016.pdf). Nove parques eólicos do meio-norte da Austrália do Sul responderam às perturbações múltiplas com redução sustentada de potência: 456 MW de perda sustentada (mais 42 MW transitória) em menos de sete segundos, com contribuições registradas também no terceiro relatório provisório (https://www.aemo.com.au/-/media/files/electricity/nem/security_and_reliability/reports/2016/integrated-third-report-sa-black-system-28-september-2016.pdf).

O fluxo crescente de importações pelo Interconector Heywood foi então cortado quando seu esquema de proteção especial desligou, ilhando a Austrália do Sul; sem carga shedding suficiente e inércia, todo o fornecimento foi perdido por volta das 16h18 (https://www.aemo.com.au/-/media/files/electricity/nem/market_notices_and_events/power_system_incident_reports/2017/integrated-final-report-sa-black-system-28-september-2016.pdf). O relatório registrou que as turbinas atravessaram as perturbações individuais, e que o resultado decorreu de um ajuste de controle sensível a múltiplas perturbações; mudanças pós-evento nas configurações de controle das turbinas eliminaram o risco de recorrência para o mesmo número de perturbações (https://www.aemo.com.au/-/media/files/electricity/nem/market_notices_and_events/power_system_incident_reports/2017/integrated-final-report-sa-black-system-28-september-2016.pdf), constatação refletida na cobertura da ABC na época (https://www.abc.net.au/news/2017-03-28/wind-farm-settings-to-blame-for-sa-blackout-aemo-says/8389920).

O relatório listou 19 recomendações — sete novas, três já implementadas, oito em andamento — cobrindo desempenho e licenciamento de geradores, monitoramento de avisos meteorológicos e reclassificação, limites de transferência do Heywood e proteção especial, robustez de sistemas ilhados e procedimentos de restauração e suspensão de mercado (https://wecanfigurethisout.org/ENERGY/Web_notes/Wind/Wind_Supporting_Files/AEMO%20Integrated%20Final%20Report%20on%20the%202016%20Southern%20Australia%20Blackout%20-%20March%202017.pdf). A sequência regulatória seguiu: a submissão do AEMO de 2017 sobre padrões técnicos de geradores vinculou explicitamente o evento à necessidade de mudanças nas regras, incluindo a capacidade de permanecer em serviço através de múltiplas perturbações de tensão (https://www.aemo.com.au/-/media/Files/Electricity/NEM/Security_and_%E2%80%8CReliability/Reports/2017/AEMO-GTR-RCP-110817.pdf), e o papel de consulta da AEMC de 2018 sobre padrões de desempenho técnico corroborou que o evento expôs fraquezas nas configurações existentes (https://www.aemc.gov.au/sites/default/files/2018-09/Consultation%20paper.pdf).

A suspensão do mercado de junho de 2022

Quase seis anos depois, o mecanismo de falha era outro, mas a estrutura de controle era a mesma: um operador com poderes de intervenção direta operando contra uma regra escrita para condições ordinárias. Sob a cláusula 3.14.3(a)(3) das Regras Nacionais de Eletricidade, o AEMO pode declarar o mercado à vista suspenso quando determinar que se tornou impossível operá-lo de acordo com as regras; a suspensão não pode ocorrer apenas porque os preços atingiram o teto ou porque o AEMO emitiu uma direção, e cada suspensão deve ser revista (https://energy-rules.aemc.gov.au/ner/643/581867).

Em 14 de junho de 2022, o CEO Daniel Westerman informou que o AEMO fora forçado a dirigir cerca de 5 GW de geração por intervenções diretas; em 15 de junho, às 14h05 AEST, o AEMO suspendeu o mercado em todas as regiões do NEM — decisão do próprio operador, sem direção externa (https://www.energy.gov.au/news/aemo-suspends-nem-wholesale-market, https://www.abc.net.au/news/2022-06-15/aemo-suspends-energy-spot-market-amid-power-crisis/101154054). O relatório do próprio AEMO enquadrou a causa como uma confluência de preços altos de commodities, o mercado doméstico de gás e os tetos de preço do NEM, saídas programadas e não programadas de usinas, baixa produção semi-programada e alta demanda de inverno; a capacidade dirigida chegou perto de 5 GW em 14 e 15 de junho, e a enorme quantidade de restrições necessárias tornou os sistemas automatizados do AEMo impossíveis de gerenciar. O preço normal de despacho retomou às 4h00 de 23 de junho e a suspensão foi formalmente levantada às 14h00 de 24 de junho de 2022 (https://aemo.com.au/-/media/files/electricity/nem/market_notices_and_events/market_event_reports/2022/nem-market-suspension-and-operational-challenges-in-june-2022.pdf). Durante o período, o AEMO emitiu 483 avisos relacionados a direções e declarou ter cumprido a cláusula 3.8.14 (https://aemo.com.au/-/media/files/electricity/nem/market_notices_and_events/market_event_reports/2022/nem-market-suspension-and-operational-challenges-in-june-2022.pdf).

O escrutínio independente veio da AER. Seu relatório sobre os eventos de junho de 2022, de 14 de dezembro de 2022, foi instigado por relatos — incluindo do próprio AEMO — de que geradores retiravam capacidade para serem dirigidos e assim obterem compensação. A AER constatou que vários geradores retiraram capacidade com pouca ou nenhuma consideração pelo efeito no sistema mais amplo — conduta que descreveu como imprudente — mas que o teste de 'causa razoável' e a ausência de penalidade civil para violação da cláusula 4.8.9(c2) tornavam a responsabilização difícil; o desgorgement de compensações era o principal remédio disponível. A AER identificou ainda práticas ruins: rebid tardio, submissões PASA inadequadas e fraca documentação contemporânea (https://www.aer.gov.au/system/files/AER%20June%202022%20Market%20Events%20Report-%20FINAL%20VERSION%20-%2014%20December%202022.pdf).

O registro de compensação e o desvio do próprio operador

O regime de compensação obrigou o AEMO a pagar requerentes elegíveis quando os preços de suspensão não cobriam custos de referência, com custos recuperados dos clientes de mercado — principalmente varejistas (https://www.aemo.com.au/-/media/files/electricity/nem/data/mms/2022/market-suspension-faqs-june-2022.pdf, https://www.aemc.gov.au/our-work/compensation/june-2022). As atualizações de compensação do AEMO de 15 de agosto de 2022 (https://www.aemo.com.au/-/media/files/electricity/nem/data/mms/2022/compensation-update-15august22.pdf) e de 6 de junho de 2023 (https://www.aemo.com.au/-/media/files/electricity/nem/data/mms/2023/compensation-update-6-6-june-2023.pdf), e o papel de consulta da AEMC de 2023 (https://www.aemc.gov.au/sites/default/files/2023-11/Compensation%20review%20-%20consultation%20paper.pdf), mostram o processo ainda aberto muito depois do evento. As recomendações do próprio AEMO foram, em grande parte, medidas internas de processo.

O detalhe mais incômodo do registro é a admissão do próprio AEMO: sua declaração de uma entrada manifestamente incorreta que afetou intervalos de negociação em 23 de junho de 2022 não seguiu o processo aplicável das regras, embora o operador tenha afirmado que era consistente com os objetivos das regras nas circunstâncias (https://aemo.com.au/-/media/files/electricity/nem/market_notices_and_events/market_event_reports/2022/nem-market-suspension-and-operational-challenges-in-june-2022.pdf).

Discrepâncias a atribuir com precisão

Dois desacordos merecem registro explícito. A AER descreve a suspensão como corrida de 15 a 23 de junho de 2022, enquanto o AEMO data o levantamento formal às 14h00 de 24 de junho (https://www.aer.gov.au/system/files/AER%20June%202022%20Market%20Events%20Report-%20FINAL%20VERSION%20-%2014%20December%202022.pdf, https://aemo.com.au/-/media/files/electricity/nem/market_notices_and_events/market_event_reports/2022/nem-market-suspension-and-operational-challenges-in-june-2022.pdf). E as manchetes de 2017 caracterizaram o achado como configurações de parques eólicos 'culpados', quando o relatório do AEMO atribuiu o apagão a um ajuste de controle sensível a múltiplas perturbações, com as turbinas atravessando cada perturbação individual (https://www.abc.net.au/news/2017-03-28/wind-farm-settings-to-blame-for-sa-blackout-aemo-says/8389920, https://www.aemo.com.au/-/media/files/electricity/nem/market_notices_and_events/power_system_incident_reports/2017/integrated-final-report-sa-black-system-28-september-2016.pdf).

O que a leitura conjunta estabelece

Nos dois eventos, a prevenção dependia de controles que ninguém testava sob condições extremas: configurações de turbina sensíveis a contagem de perturbações em 2016; um regime de compensação e um teste de 'causa razoável' que tornavam a retirada de capacidade racional e quase sem custo em 2022. A detecção falhou de formas distintas — o AEMO não pôde prever o comportamento das configurações de proteção em 2016, e não pôde gerenciar as restrições das direções em 2022. O que segurou foi a resposta operacional: em ambos os casos, o sistema evitou perda involuntária de carga em 2022, e a AER reconheceu boa transparência e cooperação entre AEMO e geradores (https://www.aer.gov.au/system/files/AER%20June%202022%20Market%20Events%20Report-%20FINAL%20VERSION%20-%2014%20December%202022.pdf, https://aemo.com.au/-/media/files/electricity/nem/market_notices_and_events/market_event_reports/2022/nem-market-suspension-and-operational-challenges-in-june-2022.pdf).

O reparo declarado, contudo, é ainda majoritariamente processual: recomendações internas, mudanças de configurações, engajamento em mudanças de regras e treinamento. Nenhuma penalidade aplicada pela conduta de retirada de capacidade foi localizada nos registros examinados, e a AER sinalizou que o quadro de incentivos parece insuficiente. A durabilidade do reparo, portanto, não está demonstrada — está pendente de evidência.

Fontes