A Carga Mínima do Sistema está se tornando um desafio operacional para o AEMO à medida que a rede avança para altos níveis de geração renovável. A energia solar em telhados, em especial, está levando a demanda operacional a níveis historicamente baixos, chegando até mesmo a valores negativos em alguns momentos, o que reduz a quantidade de geração síncrona disponível para fornecer serviços essenciais de estabilidade. Quando o sistema depende demais de recursos baseados em inversores, ele fica mais exposto a distúrbios de tensão e frequência.

Para lidar com isso, o AEMO recorre a uma série de medidas preventivas, algumas das quais envolvem intervenções fora do mercado. Isso é necessário para manter o sistema seguro durante períodos de baixa demanda. Isso tem implicações sobre como as baterias operam e geram receita.

Este artigo explica o que é a Carga Mínima do Sistema, como o AEMO a gerencia, exemplos recentes do NEM e o que tudo isso significa para o desempenho e os custos das baterias.

Por favor, envie dúvidas e comentários para marcus@modoenergy.com

O que é Carga Mínima do Sistema?

Carga Mínima do Sistema (MSL) ocorre quando a demanda operacional — demanda subjacente menos a geração distribuída — cai tanto que a segurança do sistema fica em risco. Clima ameno, alta geração de energia solar em telhados e baixo consumo durante o dia levam a esses eventos. Nesses momentos, pode não haver geração síncrona suficiente conectada para fornecer serviços essenciais como inércia, controle de frequência ou de tensão. O AEMO precisa intervir com ações fora do mercado para manter a estabilidade da rede e evitar que o sistema fique vulnerável a distúrbios ou apagões.

AEMO gerencia três níveis de Carga Mínima do Sistema

Quando a demanda operacional se aproxima dos níveis mínimos, o AEMO utiliza medidas direcionadas para manter a tensão, frequência e robustez do sistema dentro de limites seguros. As ações específicas variam conforme a região, condições climáticas, geração solar em telhados e a quantidade de carga flexível disponível no momento.

Cada nível de MSL corresponde a um limite de demanda previsto que o AEMO calcula para cada região, com base em quão baixo a demanda pode cair com segurança antes que a segurança do sistema seja comprometida. Esses limites oferecem ao AEMO uma forma estruturada de decidir quando intervir à medida que a demanda diminui e a rede se torna mais difícil de estabilizar.

Alta geração solar em telhados e interconexão limitada colocam a Austrália do Sul em maior risco

A Austrália do Sul é a região mais exposta à MSL porque sua demanda subjacente é pequena em relação à sua matriz de geração.

A Austrália do Sul também conta com poucos geradores síncronos e depende fortemente de duas interconexões com os estados do leste para suporte do sistema. Quando qualquer um desses elos está restrito, a Austrália do Sul tem menos suporte síncrono, aumentando a probabilidade de condições de carga mínima do sistema.

Desde o início de 2025, a Austrália do Sul registrou 112 horas de demanda operacional negativa. Isso ocorre quando a geração local supera a demanda subjacente, forçando unidades programadas a ficarem offline e limitando o número de geradores térmicos que normalmente prestam serviços essenciais ao sistema.

Essas condições acontecem mais frequentemente na primavera, quando as temperaturas amenas reduzem a demanda.

Baterias estão perdendo receita com as atuais intervenções de carga mínima do sistema

Quando a demanda operacional cai abaixo dos limites de Carga Mínima do Sistema, o AEMO precisa tomar medidas fora do mercado para manter a segurança do sistema. Isso geralmente envolve direcionar um ativo a seguir uma trajetória específica de despacho, impedindo sua operação econômica. Quando há uma grande diferença de preço entre o perfil instruído e o despacho econômico, o impacto na receita pode ser significativo.

Em 11, 12 e 15 de novembro de 2025, o AEMO instruiu Torrens Island a seguir metas de despacho para gestão da Carga Mínima do Sistema. Foi a primeira vez que isso aconteceu para uma bateria.

Ao impedir o carregamento entre 7h30 e 15h em 11 de novembro e 7h e 14h30 em 12 de novembro, Torrens Island perdeu as janelas de carregamento de 1 hora mais baratas em ambos os dias. Isso resultou em $5.354 e $3.876 em receita perdida, respectivamente.

Pelas Regras Nacionais de Eletricidade, Torrens Island pode ser elegível para compensação quando seu despacho for alterado por intervenção fora do mercado. A fórmula de compensação é:

Compensação = Preço de referência × Quantidade direcionada

Onde:

• Preço de referência = o preço do percentil 90 nos últimos 12 meses para essa região
• Quantidade direcionada = a diferença na energia (MWh) da unidade com a instrução versus sem ela ao longo dos intervalos de negociação

Para esses eventos, a fórmula sugere que Torrens Island poderia receber até $37.895 e $28.091. Isso é muito maior do que as perdas financeiras reais incorridas. No entanto, a compensação não é garantida e a forma de avaliação pode ser imprevisível.

Como isso deve mudar no futuro?

A estrutura atual de compensação foi desenhada para geradores tradicionais e pode ser difícil de aplicar ao armazenamento. Ela paga com base em um preço de referência, e não nos preços spot, o que pode gerar resultados que nem sempre refletem a perda financeira real. Em novembro, a fórmula poderia ter resultado em um pagamento muito maior do que a perda nas negociações.

Tanto o AEMO quanto o AEMC destacaram áreas em que mais clareza seria útil à medida que o armazenamento se torna mais comum.

As discussões atuais focam em:

• reconhecer melhor impactos orientados por preço para armazenamento,
• aprimorar a modelagem contrafactual para unidades bidirecionais, e
• tornar o processo de compensação adicional mais consistente e previsível.

Ainda não foram implementadas mudanças nas regras, mas espera-se amplamente uma reforma à medida que as baterias assumem papel maior nas operações do sistema.

A exposição da Austrália do Sul à carga mínima do sistema também deve diminuir com o tempo. Com a expansão do Project EnergyConnect Fase 2 e o aumento da interconexão com Nova Gales do Sul, a Austrália do Sul terá maior suporte sistêmico e menor risco de isolamento. Isso provavelmente reduzirá a frequência de eventos de carga mínima do sistema e o impacto associado nas baterias.