Brasil está ‘no melhor dos mundos’ em termos de energia, diz Mansueto
O economista-chefe frisou, no entanto, que para tirar partido desse cenário econômico positivo é necessário manter agências reguladoras independentes. O Brasil está no “melhor dos mundos” no que diz respeito às oportunidades abertas no setor energético, conjugando possibilidades de crescimento tanto no segmento petrolífero como no de energias renováveis, afirmou o economista-chefe do BTG Pactual, Mansueto Almeida. Em participação por vídeo no Fórum Brasileiro Líderes em Energia, realizado num hotel da zona sul do Rio, Mansueto destacou um cenário “muito positivo” para o futuro do setor. “Ao contrário de vários países, o Brasil vai ter nos próximos anos um crescimento muito forte do que a gente chama de energia antiga, que é a energia ligada ao petróleo, de todo o investimento que a gente fez no pré-sal ao longo dos últimos 12 anos. A curva de produção de petróleo no Brasil vai aumentar”, afirmou o ex-secretário do Tesouro Nacional. “E a gente vai ter um crescimento muito forte da energia limpa, da energia renovável, eólica e solar. Então a gente está no melhor dos mundos”. Mansueto afirmou que, além dos investidores internacionais do segmento de renováveis, todas as grandes petroleiras que passam por um processo de transição energética “estão olhando para o Brasil”. O economista-chefe frisou, no entanto, que para tirar partido desse cenário econômico positivo é necessário manter agências reguladoras independentes.
Investimentos para atender grandes consumidores pressionam conta de luz de clientes comuns.
O crescimento da capacidade de geração de energia para atender grandes consumidores se tornou um problema para o setor elétrico brasileiro e autoridades já falam em encontrar maneiras para interromper o fluxo de novos investimentos. Com a demanda estagnada pela desaceleração econômica, os novos projetos entram no sistema para competir com energia velha, o que levou a um cenário de sobreoferta de eletricidade no país, que onera ainda mais a conta de luz. Segundo estimativa da consultoria PSR, o excedente de oferta no mercado regulado gira hoje em torno de 27% e deve bater 30% em 2025. O cenário reflete tanto razões conjunturais, como o elevado nível dos reservatórios, quanto estruturais, como o aumento da oferta de renováveis. O tema foi citado como uma das principais preocupações do setor no Fórum Brasileiro de Líderes em Energia, no Rio de Janeiro. O diretor-geral da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), Sandoval Feitosa, chegou a propor pausar o crescimento da oferta. A explosão de investimentos em renováveis para grandes consumidores responde ao elevado custo da energia no mercado regulado, aquele atendido pelas distribuidoras. É incentivada também por subsídios a consumidores que optem por essas fontes de suprimento. O presidente da Abradee (Associação Brasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica), Marcos Madureira, diz que o processo gera um círculo vicioso: quanto mais consumidores deixam o mercado regulado, mais cara fica a energia para quem fica, levando mais empresas a cogitar sair. “Quando um consumidor vai para o mercado livre, deixa a conta para quem fica”, afirma. A situação se agrava em um momento de reservatórios cheios e preços baixos da energia, porque as distribuidoras são obrigadas a vender a sobra no mercado livre. Isto é, energia que o consumidor comprou, em média, a R$ 260 por MWh acaba sendo negociada com prejuízo, a R$ 69 por MWh, preço mínimo do mercado livre, vigente atualmente. Além disso e dos subsídios na transmissão, o consumidor comum ainda paga os custos da expansão do sistema de transmissão para transportar a produção das novas usinas renováveis construídas para atender ao mercado livre. “A expansão da transmissão não está sendo feita para atender a demanda, mas para viabilizar esses novos projetos de geração”, diz Madureira. Projetos hidrelétricos também perdem competitividade, por não conseguirem concorrer com os R$ 140 por MWh das novas fontes renováveis, acrescenta. O secretário-executivo do MME (Ministério de Minas e Energia), Efrain Cruz, fez um apelo aos agentes do setor que debatam um “grande acordo” para reduzir essas assimetrias, que vêm encarecendo as tarifas, principalmente dos clientes que não têm condições de sair das distribuidoras. “Não podemos deixar as assimetrias do setor elétrico recaírem sobre os mais carentes”, afirmou. “Não podemos ter distorções que façam com que os mais pobres paguem mais do que aqueles que realmente podem.” Ele questionou que grandes empresas beneficiadas pelos subsídios usem as renováveis para passar uma imagem de sustentáveis e adequadas às regras de ESG, enquanto contribuem para distorcer o mercado. “Precisamos que todos reflitam o caminho que estamos trilhando.” Sandoval afirmou que a Aneel não tem muitos elementos para mudar o cenário, já que subsídios foram aprovados pelo Congresso e que os contratos das distribuidoras têm que ser cumpridos, e pediu maior atenção de governo e Congresso ao tema. “A Aneel cumpre a lei.”
Brasil pode liderar a corrida pela matriz energética limpa
Hoje, 80% de todos os projetos em desenvolvimento são destinados à geração de energia limpa Estamos vivendo um momento especial para a matriz energética brasileira. O país bateu recorde histórico de exploração e produção de petróleo, no início de 2023, o que gerou um crescimento exponencial na demanda de serviços e conservação, não apenas nas plataformas de petróleo, como também na área de refino, com unidades privatizadas e mistas, onde há grandes oportunidades nas paradas de manutenção de plataformas de petróleo, bem como em flotéis (embarcação acoplada às plataformas para assistência aos colaboradores). Em relação ao segmento de energia elétrica, a demanda é ainda maior, pois o país vem recebendo muitos investimentos para o desenvolvimento de sua matriz energética, especialmente no campo das energias limpas e renováveis. Segundo a Aneel, 80% de todos os projetos em desenvolvimento são destinados à geração limpa. Isso representa uma virada sem precedentes na matriz energética brasileira. De acordo com o IPCC, sigla que representa o Painel Intergovernamental das Alterações Climáticas, as maiores causas do aumento exponencial dos níveis de gases com efeito estufa na atmosfera são, além da queima de combustíveis fósseis, as alterações ao nível da utilização dos solos e das florestas, bem como os processos industriais. Com isso, os níveis de dióxido de carbono (CO2) aumentaram 47,3% e atingiram médias anuais de 410 partes por milhão. O metano (CH4) atingiu uma média de 1866 partes por mil milhões, até 157,8%. A dependência dos combustíveis fósseis está na origem das alterações climáticas: em 2019, o carvão, o petróleo e o gás contribuíram para mais de 80% de todas as emissões de CO2 relacionadas com a atividade humana. Certamente, os altos investimentos em geração de energia solar promovem enorme oportunidade para as empresas atuarem na descarbonização e, consequentemente, na transição para a energia limpa. O mercado é muito promissor, com mais de 35% de energia eólica e 28% de fotovoltaica. Ano passado, o país registrou expansão de mais de 8 mil MW em sua matriz energética. A energia eólica e solar podem proporcionar mais de um terço dos cortes de emissões necessários até 2030 para limitar o aquecimento global a 1,5 graus. Os mercados de crédito de carbono também permitem que empresas, organizações e indivíduos compensem as suas emissões de gases de efeito estufa (GEE) a partir da aquisição de créditos gerados por projetos de redução de emissões e/ou de captura de carbono. A ideia por trás deles é transferir o custo social das emissões para os agentes emissores, ajudando a conter o aquecimento global e as mudanças climáticas. Há dois tipos de mercado de carbono: o regulado (preço definido pelo órgão regulador), e o voluntário (preço negociado em contrato, por projeto). Apenas em 2022, o país gerou 89% de sua eletricidade a partir de fontes limpas, o que inclui 63% de energia hidrelétrica, 12% de energia eólica e 3% de energia solar. Os combustíveis fósseis foram responsáveis por 11% da geração do Brasil, sendo a maior parte em gás (7%). Os dados são da quarta edição anual da Global Electricity Review. Fato é que o Brasil tem potencial para liderar a corrida global pela matriz energética limpa. Uma significativa transformação tecnológica está em curso e importantes empresas e novos empreendedores em setores de equipamentos de geração, mineração, metalurgia e automotivo, entre outros, vêm aproveitando as oportunidades e investindo pesadamente em P&D e novos projetos. As baterias e células de combustível de hidrogênio estão no centro da transição energética, pois são necessárias para estabilizar a corrente elétrica produzida por meio de fontes solar e eólica, além de acumuladores de energia para locomoção de veículos. Exigem, juntamente com novos equipamentos de geração de energia, o emprego de minerais como lítio, grafite, cobalto, níquel, manganês, elementos de terras raras e cobre. O Brasil possui importantes reservas desses minerais: lítio 8%; grafite 27%; cobalto, ainda pouco representativo; níquel 15%; manganês 18%; terras raras 20%; cobre: o Brasil é o 10º produtor, mas as reservas são pouco expressivas. Esse cenário deve ser considerado nas análises sobre novas oportunidades e novos negócios nos setores de energia e mineração. A viabilização do uso do hidrogênio como energético, dentre outros desafios, depende de sua produção com baixa emissão de carbono, uma vez que é derivado de elementos como a água e o metano, maior componente do gás natural. A produção ocorre por meio da eletrólise da água, que requer uma fonte de eletricidade limpa, como solar e eólica. É o chamado hidrogênio verde. A região Nordeste do Brasil possui potencial para esse tipo de geração, com capacidade de exportação para o mercado europeu, o que daria uma vantagem competitiva ao país nesse tipo de produção. No entanto, ainda são necessários investimentos tecnológicos para viabilizar uma produção em larga escala. Outra via de produção é derivada da reforma do gás natural, que respondeu por mais de 80% de todo o hidrogênio produzido no mundo em 2020. Como esse processo emite CO2, precisa estar atrelado ao uso de CCUS – Carbon capture, utilisation and storage, que, em português, podemos traduzir para captura, utilização e armazenamento de carbono, garantindo a produção do hidrogênio com baixos níveis de emissão e a custos competitivos. Essa via é estratégica, pois permite escala ao uso do hidrogênio como energético e, consequentemente, promove a transição para uma economia de baixo carbono. As enormes reservas de gás natural do pré-sal favorecem que o Brasil também seja um grande produtor de hidrogênio a partir dessa rota. Por fim, é importante ressaltar que o padrão de emissões brasileiro é muito diferente do cenário global. Na média mundial, 80% das emissões vêm do setor de energia. Como o Brasil possui uma matriz energética bastante limpa, o setor é responsável por apenas 19% das emissões. Assim, a chance de potencializar inúmeras oportunidades competitivas que impulsionem o mercado de energia limpa e renovável no Brasil são imensas e podem posicionar o país como um dos principais atores no enfrentamento do aquecimento global. Ricardo Moreira é CEO da Manserv Industrial, formado em Ciências Jurídicas, MBA
Índice de produção de PCHs supera o das UHEs mais eficientes
Levantamento da EPE constata que PCHs chegam a ter mais que o dobro da produção por área inundada que as grandes UHEs mais produtivas. Os estudos da EPE referentes a PCHs e CGHs, publicados esta semana no Caderno de Tecnologias de Geração, mostram que mais de um quarto das PCHs cadastradas nos quatro últimos leilões de energia nova (desde 2018) possuem um índice de produção, representado pela relação entre a capacidade instalada e a área do reservatório (MW/km2), superior a 25 MW/km2. De acordo com o trabalho, o índice de produção das usinas pequenas “em muitos casos é superior a diversas UHEs consideradas de alto índice [de produção]”. O texto dá como exemplos as UHEs Itaipu, cujo índice é de 10,4 MW/km2, Teles Pires (13,5 MW/km2), Foz do Areia (10,9 MW/km2) e Ferreira Gomes (14,2 MW/km2). Ainda segundo o estudo, os projetos de PCH/CGH cadastrados nos leilões a partir de 2017 possuem áreas inundadas por seus reservatórios inferiores a 15 km2. As informações referentes aos índices de produção são apenas uma pequena parte do levantamento histórico que o trabalho apresenta sobre as tecnologias de geração das hidrelétricas e das demais fontes. Em relação às turbinas utilizadas nas PCHs/CGHs, o estudo constata que a maioria usa os tipos Francis ou Kaplan. O trabalho constata que as turbinas desses projetos estudados apresentam rendimento nominal entre 90% e 94%, sendo que nas turbinas Francis horizontais simples há uma concentração em 92%, chegando a 93% nos projetos mais recentes. Nas turbinas tipo Francis Dupla, o estudo constata que há também um aparente aumento do rendimento nos projetos mais novos, com a ressalva de que a amostra é muito pequena. Já para as turbinas Kaplan, a constatação foi de rendimentos entre 92% e 93%, sem evidência de variação em relação ao ano de cadastramento. Entre os tipos de barragens, predominam entre as PCHs as de terra/enrocamento e as de concreto convencional/terra, com altura máxima de 55 metros e comprimento da crista de até 1.500 metros. Já nas CGHs, as barragens são predominantemente de concreto convencional, com altura máxima inferior a 20 metros e comprimento da crista abaixo de 200 metros. Entre as PCHs, o fator de capacidade, representado pela relação entre a garantia física e a potência instalada, fica, em média, próximo a 55%, dentro dos limites preconizados pelas Diretrizes para Estudos e Projetos de PCHs e próximo à maioria das hidrelétricas do SIN. Mas entre as CGHs há casos em que o fator de capacidade passa de 90%. O estudo constatou ainda que entre as CGHs, muitas têm capacidade instalada no limite para dispensa de autorização da Aneel (5 MW), o que pode significar uma intencional motorização abaixo das possibilidades das afluências. Exceções seriam os casos de usinas no limite de CGHs por aproveitarem uma vazão remanescente ou um trecho de vazão reduzida constante, proveniente de outra usina. Segundo o caderno da EPE, o potencial de PCHs brasileiro é atualmente de 14 GW, ressalvando que “possivelmente, nem todo esse potencial terá viabilidade técnica, econômica e ambiental para ser implementado”. Mato Grosso, Paraná e Santa Catarina são os estados com maior potencial, sendo que na região Sul as pequenas hidrelétricas apresentam a característica de registrarem as maiores vazões médias entre maio e novembro, o que significa uma complementariedade em relação às demais hidrelétricas do SIN.
