Transformações da matriz podem trazer ganhos no mercado interno e externo

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A transformação da matriz de geração de energia elétrica no Brasil, que vem ocorrendo desde o racionamento de energia elétrica de 2001, exige diversas iniciativas, inclusive regulatórias, para que seja possível ao país aproveitar oportunidades muito claras, bem como reforçar o protagonismo brasileiro no mundo em um momento em que a descarbonização deve ganhar tração. Esses foram alguns dos pontos discutidos no quarto episódio da websérie sobre transição energética e o desenvolvimento sustentável no Brasil realizada pela Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústrias de Base (Abdib), com o tema “Geração de energia e fontes renováveis”.

“Na matriz elétrica, foco deste seminário, a perspectiva nacional é aumentar a fatia das fontes renováveis de 86% atualmente para 92% em 2030 e reduzir a participação das termelétricas de 14% para 8% no mesmo período. Esse resultado não está dado, mesmo diante do rico potencial de recursos energéticos disponível ao alcance dos brasileiros. Ao contrário. Se do lado da produção há fontes renováveis emergentes, como a solar, a eólica e a biomassa, há de outro lado a imperiosa necessidade de dar à expansão destas fontes intermitentes a estabilidade que fontes mais tradicionais, como a hidrelétrica, oferecem para a segurança no suprimento elétrico brasileiro”, disse o presidente da Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústrias de Base (Abdib), Venilton Tadini.

“Para que a providência não se transforme em maldição, surge a reclamação da demora para o país reformar o modelo regulatório do setor elétrico. A reforma setorial promete uma correção de rumos a partir de um diagnóstico que constatou alocação de custos ineficiente e subsídios mal dimensionados, aumento das tarifas para os consumidores que não contam com subsídios e busca desenfreada por categorias de consumidores para, por meio de subterfúgios diversos, escaparem da pressão tarifária. O novo modelo, que descansa no Congresso Nacional e promete novamente alguma movimentação, precisa oferecer no preço a justa medida que contemple todas as externalidades positivas que cada fonte de produção de energia elétrica aporta ao país e ao sistema elétrico”, complementou Tadini.

 

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Brasil pode ser exportador de hidrogênio verde

Às vésperas da COP-26, a conferência que reunirá em Glasgow, na Escócia, de 31 de outubro a 12 de novembro, diversos países para discutir maneiras para controlar as mudanças climáticas, a descarbonização ganha relevância na agenda corporativa. Isso levará a avanço de planos de eletrificação da frota de veículos e poderá abrir espaço para a adoção do hidrogênio verde, disse Fahd Hashiesh, vice-presidente de desenvolvimento de mercados globais da Hitachi Energy. “Muito se falará no mercado global de crédito de carbono e em meios de reduzir as emissões, o que deve incentivar o hidrogênio verde, que deve começar a viver seu pico a partir de 2025. O Brasil com sua matriz tem um potencial muito interessante a desbravar e pode se tornar um exportador de sucesso”, disse o executivo, que frisou que o hidrogênio também pode ser usado como armazenamento de energia. Sua demanda pode crescer 670% entre 2020 e 2050.

Um dos trunfos do Brasil no cenário energético global em que se mira a descarbonização é a complementariedade entre suas fontes renováveis. A possibilidade de produzir energia renovável 24 horas por dia, sete dias da semana, cria uma oportunidade em um mercado nascente como o hidrogênio verde, nicho em que o país poderá se tornar produtor relevante para suprir tanto o mercado interno como o externo. A descarbonização total de certos setores, como transporte, indústria e usos que são intensivos em calor, pode ser difícil apenas por meio da eletrificação a partir de renováveis. Esse desafio poderia ser enfrentado pelo hidrogênio produzido a partir de renováveis, que permite que grandes quantidades de energia limpa sejam canalizadas do setor elétrico para os setores de uso final como o de transportes. Estados como o Ceará, que reúnem potencial de geração eólica e solar e um porto com proximidade para a Europa, também se mobilizam para atrair investimentos. O governo cearense tem firmado parcerias para tornar o Estado um hub da nova tecnologia.

“O Brasil tem grande potencial de expansão de eólicas em terra e mar e parques solares, o que tende a ser um player global mundial e deve contribuir com a redução do custo da adoção da tecnologia”, observou Nivalde José de Castro, professor da Universidade Federal do Rio de Janeiro e coordenador do Grupo de Estudos do Setor Elétrico da UFRJ. A tecnologia é vista como eficiente para ajudar a reduzir emissões de carbono. O hidrogênio é utilizado pela indústria química há mais de um século, produzindo fertilizantes e metanol. A partir do crescimento das fontes renováveis de energia foi possível obter o chamado hidrogênio verde, produzido com a energia de hidrelétricas, solar, eólica ou biomassa a partir de eletrólise (carga de energia para separação das moléculas de hidrogênio). A descarbonização total de certos setores, como transporte, indústria e usos que são intensivos em calor, pode ser enfrentado pelo hidrogênio verde. Há ainda barreiras para a adoção da nova tecnologia no mundo. Seu avanço está ligado à expansão em grande escala das fontes renováveis. “Como vai se conectar essa energia à matriz? A matriz está preparada? Como será feita a gestão? Tudo isso precisará ser pensado de antemão”, disse Castro.

Para traçar a expansão futura da matriz elétrica, é preciso observar os indicadores econômicos como PIB per capita, avanço da economia e intensidade do uso de gás carbônico na indústria, disse João Antônio Moreira Patusco, assessor da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia. No Brasil, a intensidade do uso de CO² caiu 9% entre 2000 e 2019, enquanto no mundo cresceu 0,1%. O PIB per capita brasileiro cresceu 1,2%, enquanto o consumo de energia elétrica subiu 1,5%. “Temos tido muitas incertezas, como a crise financeira dos Estados Unidos em 2008, crise interna do Brasil desde 2014, seca nos últimos anos e o efeito da pandemia. Como resultado disso, se reduziu a intensidade de carbono.”

 

A transformação da matriz em duas décadas

A matriz de energia elétrica tem se transformado nos últimos dez anos, com o avanço primeiro das eólicas e depois das usinas solares. Hoje as duas fontes, que há 20 anos mal representavam 1% da eletricidade produzida no país, respondem por mais de 10%, sendo que as eólicas chegaram em junho a gerar 16% da energia consumida no país. “O crescimento das fontes alternativas com redução da participação das hidrelétricas exige atenção, mas podemos ter uma matriz renovável. O desafio do planejamento é antecipar as discussões”, disse Renato Haddad Simões Machado, superintendente adjunto da Diretoria de Estudos de Energia Elétrica da Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE). As hidrelétricas, que geravam mais de 80% da energia do país em 2001, hoje respondem por 63,5%.

“Os desafios estão em três pilares: redesenho do mercado, avanço das ferramentas e base de dados. Por exemplo, as informações das ferramentas têm de acompanhar essas etapas do planejamento, como por exemplo inserir as informações do PLD Horário no médio e longo prazo”, disse. O Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) Horário passou a vigorar em janeiro. Anteriormente, o indicador, referência do mercado livre, era calculado em bases semanais.

“Nos últimos 20 anos, a matriz se diversificou, com presença importante de eólicas, solares, biomassa. Foram 100 GW de capacidade adicionadas, com o BNDES financiando 73% desse total. O setor de eólicas por exemplo deixou de importar e passou a exportar. Para atingir as metas de descarbonização, será preciso avançar com o mercado livre de energia e estamos desenvolvendo mecanismos de precificação com sinais corretos para os empreendedores”, disse Renato Santos de Souza, executivo da Área de Energia do BNDES.

O financiamento para projetos do mercado livre se tornou mais acessível a partir de 2018, com novas regras do BNDES, que resolveram duas questões que dificultavam o acesso a crédito. Um ponto era que, quando o BNDES fazia a análise econômico-financeira do projeto e sua valuation, trabalhava-se com um PLD mínimo como o preço da avaliação. Quando se fazia isso, a alavancagem do projeto ficava muito reduzida. Com as alterações, o BNDES passou a utilizar o PLD de Referência como uma média do indicador em um dado período, partindo de R$ 90/MWh, triplo do que ele usava anteriormente.  Outro ponto era o prazo do contrato, que no mercado livre é muito mais curto do que o feito para o mercado cativo, geralmente com duração entre três a cinco anos. Foi desenvolvido no BNDES uma espécie de “garantia rolante”, sendo que dois anos antes da conclusão do acordo, trocam-se as garantias.

“A infraestrutura do petróleo tem 170 anos, a da eletricidade, 130 anos. A transição não poderá levar mais de 30 anos, então a tecnologia será fundamental nessa equação”, afirmou João Paulo Gualberto da Silva, diretor superintendente da Weg Energia. A energia renovável se torna competitiva, mais barata que usinas nucleares ou térmicas. “Há a questão da intermitência, mas será preciso firmar essa energia e há formas novas, como o hidrogênio, que não é competitivo, mas existem baterias de lítio, que estão melhorando seu uso e seu custo para larga escala. Ao mesmo tempo há fontes tradicionais, como gás.”

“O Brasil tem grande vantagem: uma matriz muito mais renovável que a do mundo. Apoio e incentivos para hidrogênio verde são pontos que podem ser feitos pelos países, terá de haver um trabalho coordenado. Vamos precisar de gás verde e de infraestrutura. O custo de deixar a temperatura global aumentar será cada vez mais elevado”, afirmou Raphael Barreau, vice-presidente executivo e chefe global de Desenvolvimento de Negócios da Engie Green Hydrogen. “As políticas públicas serão muito importantes para viabilizar esse futuro sob o cenário da transição energética”, afirmou Nivalde José de Castro, professor da Universidade Federal do Rio de Janeiro.

“Nos últimos anos, estamos diversificando nossa matriz com eólicas e outras fontes alternativas e, alinhado à estratégia de descarbonização, estamos concluindo a venda do complexo termelétrico de Jorge Lacerda. O Brasil é uma prioridade no mundo e o país tende a ser protagonista do hidrogênio verde”, disse Guilherme Ferrari, diretor de Novos Negócios da Engie Brasil. Ele destacou que os investimentos em hidrelétricas têm tido menor apetite por conta de algumas questões como o risco hidrológico e discussões sobre excludentes de responsabilidade por conta de atraso de obras. O potencial ainda é muito grande, superior a 100 GW, mas há se veem menos de dez projetos em desenvolvimento que poderiam ser colocados nessa década.

O atual cenário demanda aperfeiçoamentos regulatórios. Hoje, as hidrelétricas respondem por dois terços da eletricidade produzida no Brasil. Além do custo competitivo, elas têm importante função de equilíbrio para o sistema: usinas solares não geram no fim da tarde ou à noite, enquanto as eólicas geram mais à noite e de madrugada. As hidrelétricas atuam, portanto, nesses horários em que as fontes intermitentes reduzem participação. Essa função não estaria precificada. “Um dos grandes pontos que levantamos, a hidrelétrica tem de ser valorada porque ela permitiu esse avanço das eólicas e solares. Quando não se tem precificação, esse ativo não tem atrativo importante”, apontou o executivo. Há também espaço para repotenciação. “Mas isso também depende de qual será a remuneração? E passa também pelo mecanismo de renovação das concessões, já que esses investimentos não se pagam no curto prazo, isso é um inibidor para as empresas que têm espaços ociosos. Tem de ter um esforço regulatório para essa remuneração e como teria esse retorno do investimento porque tem o limite do prazo das concessões das hidrelétricas. Essa é uma pauta importante que deve ser discutida e que pode trazer benefícios para o sistema”, destacou

Nas últimas duas décadas, a matriz do país passou de hidrelétrica para uma composição mais diversificada, explicou Luiz Augusto Barroso, diretor-presidente da PSR. “Essa diversificação leva um tempo para acontecer porque são investimentos de longo prazo. A geração a gás natural é crescente. O Brasil comprou 5 GW de térmicas a gás até 2025 e outros 4 GW que entraram em operação nos últimos cinco anos. Temos saído da dependência das hidrelétricas e precisamos fazer mais”, afirmou.

“A diversificação é o remédio para a resiliência às mudanças climáticas e o doutor que o prescreve é a EPE, por isso a autonomia financeira é essencial”, apontou o consultor, que foi presidente da EPE entre 2016 e 2018. Outro ponto a ser observado é a demanda no horário de ponta. Em países da Europa e nos Estados Unidos, observam-se que a demanda chega a níveis mais elevados em dois a três momentos de ponta em um ano. “A demanda e o perfil dela estão mudando e isso precisa ser analisado. Aqui no Brasil deveremos assistir a isso, com uma demanda de ponta no verão, depois no inverno, isso exigirá mais do planejamento e o desafio de repensar as métricas de confiabilidade, como as garantias físicas, olhando as estações do ano”, analisou.

Barroso analisou que o cenário de abastecimento de energia em 2022 é menos intranquilo que o desse ano. Primeiro, houve a queda de restrições de uso múltiplo de águas, com a criação da Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), o que permitirá que o uso de termelétricas seja mais intenso em boa parte do próximo ano. Segundo motivo: estima-se a entrada em operação de 7 GW de fontes não hídricas em 2022, com destaque para solares e eólicas. “E o governo vai fazer um leilão de reserva para a reserva. Hoje o risco de racionamento para 2022 será bem baixo. Precisaria de 70% de energia afluente de janeiro a dezembro de 2022 para passar o ano.”

A discussão tarifária deve ser analisada sob a ótica da técnica, ressaltou Barroso. “Se não existisse bandeira, a tarifa seria realinhada uma vez por ano, então ela teria de arcar com esses custos variáveis. A bandeira é um acerto de contas para recuperar as finanças do setor. Nossa conta para 2022, a média de um reajuste de 22% nominal, se nada foi feito. É bastante coisa. O que está sendo feito? A bandeira de escassez hídrica poderia reduzir para 13%. Aí tem duas injeções de dinheiro: a capitalização da Eletrobras, uma parte da outorga, e o imbróglio do PIS e Confis arrecadado sobre o ICMS, que parte será usado na tarifa, esses dois itens poderiam reduzir em oito pontos percentuais. Ou seja, o reajuste, em vez de 22%, ficaria em 5%. Mas esse reajuste não considera o impacto desse aumento forte do preço dos combustíveis e do gás, que está indexado às térmicas e terá impacto também sobre a CDE. Esse número está subestimado, mas o governo poderia antecipar um pouco para 2022 o benefício de Itaipu, cujos custos passam a ser totalmente amortizados em 2023.”

Nivalde José de Castro, professor da Universidade Federal do Rio de Janeiro, apontou que, além da crise de energia global que tem pressionado os preços de gás e combustíveis, outra variável que tem trazido receio é o câmbio. A desvalorização cambial também pode prejudicar, uma vez que parte da energia de Itaipu ainda é dolarizada e atinge o caixa das distribuidoras principalmente das regiões Sul e Sudeste. “É um tema sensível em um ano eleitoral.”

 

WEBSÉRIE TRANSIÇÃO ENERGÉTICA E DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL

 

Episódio 1 – Modernização do setor elétrico, os seus impactos ambientais e produtividade

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Episódio 2 – Os desafios da escassez hídrica para o setor de energia elétrica

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Episódio 3 – O papel da nova Eletrobras na expansão do setor elétrico

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Episódio 4 – Geração de energia e fontes renováveis

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