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Crise hídrica impõe revisão de custos da energia elétrica JF DIORIO/ESTADÃO

Falhas no planejamento, na operação e no modelo de preços explicam crise no setor elétrico

Garantia de estrutura superestimada, que induz à contratação insuficiente de usinas, deixa o País mais vulnerável ao risco de apagões

Anne Warth e  Marlla Sabino, O Estado de S.Paulo

20 de junho de 2021 | 05h00

BRASÍLIA - Em meio à pior crise hídrica dos últimos 90 anos, o País volta a discutir os riscos de ter apagões e de apelar a um racionamento – alternativa encontrada para a crise em 2001. Falhas no planejamento e na operação do sistema elétrico, bem como no modelo de formação de preços de energia, são apontadas como as causas por trás da situação que já afeta a inflação, ameaça o crescimento econômico e pode até colocar em xeque o projeto de reeleição do presidente Jair Bolsonaro.

Presidente da PSR, maior consultoria de energia do País, Luiz Barroso afirma que o planejamento do setor é centrado na chamada garantia física, indicador que traduz quanto uma usina contribui para a segurança do suprimento. “O problema é que, no Brasil, a garantia física nem garante, nem é física”, diz. Ele explica que a garantia física é calculada com base em modelos computacionais que precisam ser aperfeiçoados – a metodologia foi definida em 2004. “Ela não representa a expectativa de produção de uma usina, e sim seu valor econômico ao sistema”, diz.

Um exemplo é Belo Monte, no Pará, que tem uma garantia física de 4.571 megawatts médios. O número não representa com precisão a característica de uma usina a fio d’água e que depende das chuvas: nos meses úmidos, gera o triplo da energia produzida em meses mais secos, em que a capacidade é de 1.963 megawatts médios. Isso significa que, nos meses úmidos, Belo Monte gera o suficiente para abastecer famílias e empresas dos Estados do Rio de Janeiro e de Minas Gerais. Nos secos, a produção é capaz de suprir apenas Pernambuco.

Se não traduz o que ocorre com a geração de energia, a garantia física é usada como referência para o quanto elas podem vender em contratos – ou seja, possui importância comercial. É por isso que há resistência a qualquer iniciativa do governo de recálculo das garantias físicas e de ajuste desses números para patamares mais realistas. Nos últimos 20 anos, destaca Barroso, houve só uma revisão, em 2017, e ainda assim muitas empresas foram à Justiça para não perder receita. Uma garantia física superestimada, como a que o País tem hoje, significa, também, menor necessidade de contratação de mais usinas em leilões para ofertar energia porque o sistema diz que a quantidade é suficiente. 

Além disso, o modelo de cálculo de preços, também usado para estimar a garantia física, não representa em detalhes o parque gerador. Tampouco é alimentado com dados relativos às mudanças climáticas, que afetam as chuvas, e ao uso múltiplo das águas.

Outro fator que a Barroso destaca é que a performance das hidrelétricas tem sido pior do que o esperado já há alguns anos. Em 2012, a sua consultoria estimou que as usinas gastavam 4% a mais de água do que o necessário para produzir um mesmo megawatt-hora – hoje, gastam 2%, nível ainda ruim. Entre as hipóteses, estão assoreamento de reservatórios, turbinas antigas e até roubo de água para irrigação e piscicultura, além de restrições não capturadas no modelo de planejamento.

“Em muitas usinas, não conseguimos armazenar mais água porque precisamos manter um fluxo mínimo de água para atender outros usos. E isso não é bem representado no cálculo da garantia física pela simplificação do modelo”, diz. “Em momento de estresse, o ideal é fechar o ralo para encher a pia, mas isso não é simples.”Para ele, o sistema vai mudar, com hidrelétricas como bateria, compensando a geração das fontes intermitentes, como solar e eólica. “As renováveis ajudam a compensar a variabilidade das hidrelétricas”, afirma.

O ex-diretor geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) Luiz Eduardo Barata concorda. Ele defende a expansão do parque de eólicas e solares. “As térmicas nos ajudam a reduzir esse tipo de problema, mas continuo achando que não são a solução. Precisamos colocar mais fontes renováveis, como eólica e solar, a ponto de recuperar os níveis dos reservatórios”, afirma.

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Energia solar ruma para liderança no País até 2050

Diversificação é saída para o Brasil deixar a dependência da energia gerada pelas hidrelétricas

André Jankavski, O Estado de S.Paulo

20 de junho de 2021 | 05h00

O Brasil vive a segunda grande crise energética em 20 anos e a pergunta que fica é: existe solução para esse círculo vicioso? Uma das saídas para o problema é a diversificação da matriz energética, que já começou e vai ganhar velocidade a partir dos próximos anos. 

Segundo Cláudio Frischtak, sócio da consultoria Inter.B, o risco para a energia hidrelétrica aumentou bastante nos anos recentes, com as mudanças climáticas e o desmatamento na Amazônia. “O desmatamento tem efeito enorme no regime hidrológico”, diz Frischtak.

Se a questão do desmatamento não está resolvida, conforme mostram os sucessivos recordes de destruição da floresta, a matriz energética brasileira vai ficar bem mais diversa nas próximas décadas. Em 2050, segundo estudo da consultoria Bloomberg New Energy Finance, cerca de 32% da energia nacional viria do sol, enquanto a hidrelétrica cairia para 30%. A eólica, por sua vez, subiria para 14,2%. 

Para os próximos anos, o governo estima que será necessário incrementar a matriz energética em 6 gigawatts por ano. Boa parte desse número deve vir da energia solar. Somente em 2021, a Associação Brasileira da Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) estima que os investimentos serão de R$ 22,6 bilhões, o que geraria um crescimento de 4,9 gigawatts. “O Brasil tem boa incidência solar de Norte a Sul, então dá para gerar energia elétrica com competitividade”, diz Rodrigo Sauaia, CEO da Absolar. 

Algo que pode potencializar esses ganhos e aumentar a escala da geração distribuída, que é a modalidade de gerar luz para consumo próprio com placas solares. Tramita no Congresso o projeto de lei 5829/19, que é o marco legal da geração distribuída e traria mais segurança jurídica para investidores. 

Atualmente, há instabilidade jurídica no segmento, já que toda a regulamentação ocorre por resoluções da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Nas contas da Absolar, o marco legal ajudaria a acelerar R$ 139 bilhões em novos investimentos até 2050. 

Porém, há resistência de distribuidoras e também de instituições ligadas à defesa do consumidor. O Instituto Brasileiro de Defesa do Consumidor (Idec), por exemplo, diz que há incentivos atuais para o setor que estão pesando o bolso dos mais pobres, que pagam contas de energia mais caras, enquanto os mais ricos conseguem se utilizar dos benefícios. A Aneel calcula que subsídios deverão ser de R$ 55 bilhões até 2035.

As empresas defendem que o marco viabilizará investimentos. A Araxá Solar, por exemplo, estima que irá investir em R$ 750 milhões na construção de 45 usinas de geração distribuída. Segundo Rodolfo Pinto, presidente da empresa, esse valor pode aumentar caso o projeto seja aprovado no Congresso. 

Já a gigante Enel tem plano de investir € 5 bilhões no Brasil entre 2021 e 2023. Hoje, cinco projetos (quatro eólicos e um solar) estão na fase de investimentos. “As discussões do futuro não podem ser atrapalhadas pela atual crise. Não podemos colocar em dúvida o destino do Brasil de ser uma potência em energia limpa”, diz Nicola Cotugno, presidente da Enel Brasil.

No entanto, na aprovação da MP que pode permitir a capitalização da Eletrobrás, foi colocado um jabuti que obriga o governo à contratação de energia de usinas termoelétricas a gás natural, que geram uma eletricidade até dez vezes mais cara. 

Segundo Rodrigo Pedroso, diretor de energia da Federação das Indústrias de São Paulo (Fiesp) e CEO da Pacto Energia, a utilização das termoelétricas deveria ser desestimulada. “Precisamos ter um programa robusto de inserção massiva das renováveis para que tenhamos energia boa e barata”, diz.

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Apagão é risco não certeza, mas conjunto de ações pode impedir o pior

Governo tem hoje um rol de alternativas muito maior do que na última crise energética de 2001, diz especialista

Anne Warth  e Marlla Sabino, O Estado de S.Paulo

20 de junho de 2021 | 05h00

 BRASÍLIA /A exemplo de 2001, o País teve um período úmido muito ruim e registra baixos índices de armazenamento nos reservatórios. Mas para o presidente da PSR, maior consultoria de energia do País, Luiz Barroso, o apagão é um risco, mas não uma certeza, uma vez que o governo tem hoje um rol de alternativas maior do que tinha na época. “Existe risco de apagão, mas é importante deixar claro que isso é um evento que pode ocorrer, e que não necessariamente vai ocorrer. Há um conjunto de ações que podem ser decisivas para garantir que isso não ocorra.”

Se a situação é difícil no Sudeste e Centro-Oeste, onde ficam os reservatórios das principais hidrelétricas do País, o nível de armazenamento no Norte, Nordeste e mesmo no Sul é mais confortável, destaca Barroso. O sistema de linhas de transmissão é mais robusto do que há 20 anos, o que permite transferências de energia de uma região para outra antes impossíveis. A oferta de energia é maior, e as fontes, mais diversas, com maior participação de eólicas e solares, que antes nem existiam, e de termelétricas movidas a gás, diesel e óleo. É possível ainda recorrer à importação de energia da Argentina e do Uruguai.

O problema que o País pode ter que enfrentar é no horário de ponta, quando mais consumidores e empresas concentram o consumo de energia no mesmo momento. A contratação de usinas de forma emergencial e específica para atender o pico de consumo é uma opção, mas Barroso insiste em uma solução mais simples: o deslocamento das atividades da indústria para horários menos visados mediante sinais de preço, chamado de resposta à demanda. Por meio do programa, o governo “compra” o direito de mudar o horário do consumo das empresas, que são remuneradas por meio de um encargo na conta de luz.

“Sem dúvida, as térmicas são uma tecnologia sobre a qual temos mais controle para acionar e desligar, e também podem ser entregues em tempo relativamente curto. Mas podemos ‘comprar’ a redução de consumo da indústria, que é algo imediato e que não exige recursos nem tempo como uma usina nova”, afirmou.

Consumidor

Mesmo que o governo consiga evitar um racionamento, a fatura chegará já no próximo ano – e não será barata. A estimativa é que as termelétricas vão custar R$ 8,99 bilhões neste ano, o que representa um aumento adicional de 5% no custo da energia, que será repassado aos consumidores por meio das tarifas em 2022 – consumidores livres, como a indústria, já estão pagando neste ano.

“Gerar térmica como está se pretendendo significa atender o consumo a qualquer custo”, afirma o ex-diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) Edvaldo Santana. “Seria mais barato pedir ao consumidor uma racionalização do consumo, pois a tarifa vai explodir no ano que vem. Não acho que isso seja uma boa solução. O problema é que ninguém no Brasil pode falar em racionamento, pois isso tem um efeito político muito grande”, afirma.

Algo que traz mais complexidade para o gerenciamento da crise é a quantidade de agentes e atores no sistema elétrico. Em 2001, a participação da Eletrobrás era mais relevante, e a maioria das distribuidoras ainda pertencia aos Estados. Todos os clientes eram atendidos por distribuidoras e não havia 5 mil consumidores livres -- que podem escolher de quem comprar -- e mais de 200 comercializadoras que hoje atuam no setor.

Há 20 anos, a meta de redução do consumo foi imposta a todos e variava de 20% a 50%, com diferença para cota residencial e industrial. Quem não cumpria pagava multa e poderia sofrer cortes. Os geradores foram mais penalizados e tiveram as maiores perdas financeiras.

Com o fim do racionamento em fevereiro de 2002, as distribuidoras tiveram direito a reajuste extraordinário, já que tiveram prejuízos em razão da queda forçada na demanda. A indústria teve que arcar com aumento de 7,9%, e os consumidores residenciais, de 2,9%, índices que permaneceram nas tarifas por seis anos, em média.

 

 

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