O detalhe que trava o uso do sol e do vento contra o apagão

As usinas hidrelétricas, há muito tempo, são a base da geração de energia no Brasil. Atualmente, 63% da eletricidade consumida pelos brasileiros vem de empreendimentos como Itaipu e Belo Monte. Considerada renovável, a energia hidráulica é segura, barata e confiável. Mesmo assim, na sexta-feira passada, dia 28, os brasileiros se reencontraram com a palavra apagão, que há 20 anos estava ausente do vocabulário elétrico.

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Uma falha na linha de transmissão que carrega a energia gerada na usina de Belo Monte, no Pará, causou um blecaute de meia hora em estados de todas as regiões do país. A origem do problema, pasmem, foram falhas na subestação de Estreito, em São Paulo. A linha de transmissão que liga Pará e São Paulo é chamada de bipolo, o que significa que ela não tem interrupções ao longo do caminho. Se algo der errado, a chance de desligar tudo é grande.

O episódio reascendeu a chama da preocupação com o setor elétrico. A principal dúvida é se a atual infraestrutura elétrica do país é suficiente para garantir a demanda de energia nos próximos anos, considerando um crescimento mais acelerado do PIB. Mas há outro questionamento importante, sobre o papel que as demais fontes renováveis terão na expansão da oferta.

A expectativa é de que as fontes eólica e solar ganhem participação na matriz elétrica, o que vai demandar investimentos em infraestrutura, principalmente no segmento de transmissão de energia.

As usinas hidrelétricas, embora confiáveis, dependem do regime de chuvas. Períodos de seca, geralmente, doem no bolso dos brasileiros. Com os reservatórios das hidrelétricas em baixa, para não faltar energia, é preciso ligar as famigeradas termoelétricas, altamente poluentes e caras, que pesam mais na conta de luz. É aí que entra a famosa exuberância natural do país.

“Por uma sorte, entre junho e setembro, na época de seca, é também o período que mais venta no país”, afirma Rafael Kelman, diretor-executivo da consultoria PSR, especializada no setor de energia.  “O Brasil consegue expandir a geração renovável de maneira barata e aproveitando essas sinergias.”

O planejamento é exatamente esse, de acordo com o Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE), documento produzido pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) com indicações das perspectivas de futuro do setor, sob a ótica do governo. O mais recente, divulgado em janeiro, aponta que, nos próximos 10 anos, será consolidada uma mudança na matriz elétrica brasileira, com grande participação das renováveis.

No começo dos anos 2000, as hidrelétricas respondiam por 90% da oferta de energia. Em 2030, a fonte hidráulica estará consolidada em 64%, contando as pequenas centrais hidrelétricas (PCHs). Já as fontes eólica, solar e biomassa, inexistentes há 20 anos, responderão por quase um quarto da eletricidade gerada. Para isso, serão necessários investimentos de 365 bilhões de reais no sistema elétrico.

“A solar e a eólica serão o carro-chefe da expansão da energia até o final da década”, afirma Erik Eduardo Rego, membro da diretoria de estudos de energia elétrica na EPE, que participou de um painel sobre o tema no evento Melhores do ESG, organizado pela EXAME.

Há um detalhe que pode atrapalhar esse plano, entretanto. Embora as condições para a expansão da oferta sejam as melhores possíveis, do ponto de vista de recursos naturais, a infraestrutura de transmissão de energia é insuficiente. “Vamos precisar investir”, define Eduardo. Segundo a EPE, diversos equipamentos em operação na rede de transmissão estão no final de suas vidas úteis. Substituí-los exigirá investimentos da ordem de 35 bilhões de reais até 2030.

Nos estudos de planejamento concluídos em agosto do ano passado, a EPE recomendou investimentos de 108,7 bilhões no sistema de transmissão para dar conta da expansão das energias renováveis. Considerando as incertezas econômicas geradas pela pandemia, a entidade realizou um novo relatório em que aponta três cenários: o otimista, mantendo o nível de investimentos proposto; o cenário base, com dispêndios de 89,6 bilhões; e o pessimista, no qual serão direcionados menos de 60 bilhões de reais para o sistema. É melhor o país se apegar aos otimistas.

A energia e o PIB

O Brasil já conviveu com riscos de apagões por falta de chuvas e infraestrutura. Em 2001, durante o governo de Fernando Henrique Cardoso, a população foi conclamada a economizar energia para evitar um racionamento. Por duas décadas, não se falou em racionamento ou apagão. O medo, no entanto, está de volta e coincide com a maior seca da história.

Esse cenário gera outra pressão na economia nacional, expressa em outra palavra que o brasileiro gostaria de esquecer: inflação. Em meio aos baixos níveis dos reservatórios de hidrelétricas e início do período mais seco do ano no país, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) revisou na sexta passada a bandeira tarifária de energia para vermelha patamar 2, o nível mais caro ao consumidor.

A expectativa de especialistas é de que a tarifa, cuja cobrança adicional é de 6,24 reais por cada 100 kilowatt-hora (kWh), seja mantida até o fim do ano. Em maio, a Aneel já havia alterado a bandeira, que esteve no nível amarelo nos primeiros quatro meses do ano, para a vermelha no patamar 1, que cobra um adicional de R$ 4,16 a cada 100 kWh utilizados.

Além da capacidade reduzida, o consumo de energia no país está acima dos níveis pré-pandemia desde março deste ano, mesmo com a queda da atividade econômica em março e abril por conta das restrições causadas pelo recrudescimento da pandemia.

Para o economista da Exame Invest PRO, braço de análise de investimentos da Exame, Arthur Mota, o impacto na inflação é um dos principais efeitos de curto prazo da crise energética. "Antes de ir para o choque de atividade, você vai para choque de preço. Controla o consumo via preço antes de ter interrupção", explica.

"O principal vetor de curto prazo em termos de risco é ver choques vindos de preços administrados com o custo de energia elétrica subindo por causa do tipo de fonte que se está usando que é mais cara", ressalta.

O pesquisador do Centro de Estudos e Regulação em Infraestrutura da FGV, Diogo Lisbona, chama atenção para a dinâmica de acionamento das termelétricas e das bandeiras tarifárias mais altas, que costuma ser mais conservadora e lenta antes do fim do período chuvoso. "Até abril, o preço não estava sinalizando essa escassez", lembra.

"Como o sistema é muito hídrico, em geral, as regras estabelecidas são conservadoras durante o período úmido de chuva. Não se toma nenhuma medida, por exemplo, de acionar termelétricas no meio de um período úmido, porque é esperado que as chuvas possam atrasar, e aí estaria adicionando um custo para o consumidor que seria indevido", afirma.

No entanto, diante do cenário de seca registrado desde o ano passado, Lisbona ressalta que o despacho termelétrico será essencial para que se chegue até os meses finais do ano, quando inicia a próxima temporada de chuvas, para que os reservatórios voltem a subir.

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