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Repensando o planejamento do setor energético brasileiro

Em artigo publicado no Valor, o sócio-fundador do CBIE Advisory, Bruno Pascon faz uma análise profunda do setor energético brasileiro. Segundo ele, de 2013 a 2019, período em que se conflagrou relevante déficit hidrológico, as tarifas subiram 105,2% vs. uma inflação acumulada de 47,7%. Portanto aumentos de 7,9% ao ano acima da inflação.

O setor elétrico, a partir de 2005, evoluiu tanto do ponto de vista do planejamento, por intermédio do modelo de leilões de energia, quanto da busca da diversificação de fontes de geração de energia. Sem contar a expansão das linhas de transmissão em todo o país. No quesito das fontes renováveis, chama a atenção, a partir de 2009, a gradual expansão e consolidação da indústria eólica com 2.000 MW médios leiloados a cada ano até 2016. Movimento semelhante ocorreu com a fonte solar a partir de 2014 e com a geração distribuída (GD) que alcançou nos últimos anos 4.000 MW de capacidade.

O desenvolvimento das fontes eólica e solar cumpre um importante papel na integração regional, permitindo que o Nordeste alcançasse a liderança na expansão com relevantes impactos na atividade econômica da região. A GD é a principal responsável pelo crescimento da geração solar em todo território nacional.

A despeito dos impactos positivos da expansão de fontes renováveis é importante uma reflexão sobre o planejamento do setor energético para que as preocupações com a sustentabilidade e meio ambiente (o E da sigla ESG) não deixem de considerar também as preocupações sociais (o S do ESG). A verdade é que a depender do desafio social enfrentado por cada país, a sigla SEG poderia ser mais importante do que ESG, trocando-se a ordem do Meio Ambiente pelo Social.

Na última década, o Brasil construiu 64,2 GW de capacidade de geração, um aumento de 4,9% ao ano, da qual 89,1% por fontes renováveis. Destes, 46% foram de hidrelétricas concentradas na Amazônia Legal com impossibilidade de construção de grandes reservatórios pela topografia e por questões de preservação ambiental e proteção a comunidades indígenas e quilombolas. Os demais 43,1% da expansão foram baseados em fontes renováveis como eólicas (22%), biomassa (16%) e solar (5%).

Por serem intermitentes, a reserva girante do sistema elétrico (medida em número de meses que os atuais reservatórios hidrelétricos são capazes de atender a demanda na ausência de chuvas) passou de 7 meses no pós racionamento de 2001 para 3,7 meses em 2019. A expectativa de reserva girante continua em declínio se nos pautarmos nas projeções de expansão

da matriz elétrica para os próximos anos. Com a redução da reserva girante, o sistema se tornou altamente dependente de variáveis exógenas climáticas para seu funcionamento.

Buscando compensar a intermitência, temas como redundância de sistema de transmissão para salvaguardar desequilíbrios de geração e adoção incremental de compensadores assíncronos na rede passaram a povoar parte das discussões técnicas. Mas sem uma pausa para se refletir se a maneira como o planejamento setorial está sendo realizado é coerente no

médio e longo prazo.

Vamos aos números. O Brasil possui uma das matrizes elétricas (80%) e energéticas (46%) mais limpas do mundo. Mas ao mesmo tempo convive com uma das mais altas tarifas de energia que, atualmente, respondem por 5,5% da renda média mensal do brasileiro.

De 2013 a 2019, período em que se conflagrou relevante déficit hidrológico, as tarifas subiram 105,2% vs. uma inflação acumulada de 47,7%. Portanto aumentos de 7,9% ao ano acima da inflação. Poderiam ter subido menos? Sim.

Ao analisarmos o impacto do déficit hidrológico no período – tanto direto quanto indireto – este foi responsável por um passivo de R$ 158,3 bilhões.

Caso o planejamento tivesse considerado a recomposição de reservatório equivalente via construção de termelétricas próximas a centros de carga, o aumento da conta de luz poderia ter sido entre 1,9% e 4,7% acima da inflação ao invés de 7,9% ao ano. Como?

Ao construir térmicas a gás natural com custos marginais de expansão de R$ 295,8 / MWh para recursos offshore ou R$ 193,8/MWh para recursos onshore e ancorando o teto do PLD nestas referências, a conta de luz teria subido entre 59,8% e 79,7% vs. 105,2%. Esse seria o efeito positivo de um planejamento que não considerasse só o atributo preço (lance em leilão) para projetar a matriz, mas todos os atributos de cada fonte, e qual o custo associado ao sistema que cada uma delas traz.

Olhar o S de social, não é somente repensar o planejamento para evitar o despacho fora da ordem de mérito exacerbado (concebido para ocorrer entre 5 a 10% do tempo, mas que nos últimos anos alcançou 20 a 30% por meio de fontes térmicas caras e poluentes), mas também refletir se o modelo está cumprindo seu objetivo de garantir o suprimento de energia (evitar racionamento físico) com tarifas adequadas ao nível de renda da população (evitar racionamento econômico).

Outra reflexão importante é avaliar se construir linhas de transmissão e buscar mais redundância de rede com distâncias entre 1.000 a 2.000 km em corrente contínua com instalação de subestações e compensadores síncronos e assíncronos vs. o cenário de concepção do setor elétrico brasileiro de geração próxima à carga é o que produzirá os menores custos.

Uma terceira é avaliar se continuar desenvolvendo redes aéreas de transmissão e distribuição face às adversidades climáticas (secas, incêndios, incidência de descargas elétricas, tufões, etc) é a maneira mais adequada de garantir a qualidade do suprimento. E se o “D” de descentralização não poderia suscitar discussões de otimização de recursos respeitando fatores locacionais e vocações naturais (como o gás natural no Estado do Amazonas) e aproximar a geração de energia do consumo, reduzindo custos sistêmicos e riscos de desligamentos mais prolongados.

Sempre é tempo de repensar os modelos de planejamento. Em particular dada a velocidade e intensidade das mudanças tecnológicas e comportamentais impostos pelos os tempos atuais. Não é o momento de separar o “E” do “S”. É preciso pensar o “E” junto com o “S” e não esquecer da garantia de abastecimento. Não abrir mão da térmica flexível nem da inflexível a gás natural. Do gás natural importado nem do nacional. Do sistema interligado com os fatores locacionais, bem como das renováveis com a segurança sistêmica. Visão holística pressupõe soma. Não subtração. E visão integrada multi-setorial e não farol unidimensional.

 

Fonte: Valor Econômico – Bruno Pascon

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