Nos últimos anos, as fontes de energia elétrica vêm ganhando novas formas de produção no país, com as renováveis à frente. Evidentemente, a diversificação das fontes é um ponto positivo e necessário, pois ajuda a suprir às crescentes necessidades energéticas do país.

No entanto, como explica Bruno Pascon, diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE Advisory) – especializado em inteligência, regulação e assuntos estratégicos para o setor de energia –, como as fontes solares e eólicas possuem baixo fator de capacidade em relação à potência instalada (30% no caso de solar e 50% no caso de eólica), quanto maior for a evolução dessas fontes na matriz, maior será a necessidade de investir em linhas de transmissão.

Hoje, o segmento conta com mais de 170 mil km de linhas de transmissão, segundo dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Até 2026, a meta é que o país tenha quase 202 mil km de linhas. Mesmo assim, ainda há gargalos para escoar a produção. Segundo Pascon, isso ocorre porque é necessário construir linhas de transmissão para atender à potência instalada, e não à efetiva, que corresponde à potência instalada multiplicada pelo fator de capacidade.

“Caso se queira atender uma demanda de 90 MW de energia somente por fontes solares, por exemplo, o sistema teria que construir três usinas de 100 MW cada uma”, explica. “Aplicando-se o fator de capacidade de 30% a uma potência instalada de 300 MW, seria alcançada uma demanda de 90 MW. Nesse exemplo, haveria a necessidade de construir linhas para atender 300 MW de potência.”

Pascon, do CBIE: fator de capacidadeaponta necessidade de novas linhas

Caso fosse atendida por uma fonte despachável, como usina nuclear ou a gás natural – cujos fatores de capacidade são de 85 a 92% com uma única usina de 100 MW –, a demanda de 90 MW seria atendida com redução da necessidade de investimentos de transmissão para 1/3 (100 MW, em vez de 300 MW).

Segundo o especialista, todavia, o gargalo também se dá do ponto de vista temporal. Ou seja, uma usina solar pode ser construída entre 12 e 18 meses e projetos eólicos, entre 30 e 36 meses, já contando o processo de obtenção de licença ambiental, enquanto o prazo médio para construir linhas de transmissão é de três a cinco anos. “Logo, como 98% da expansão de geração distribuída consistem em fontes solares e boa parte da expansão da energia é centralizada por fontes eólicas e solares, existe um descasamento entre o prazo de entrada em operação das usinas com o da capacidade de transmissão para escoar a energia dessas usinas”, complementa.

DESAFIOS

De acordo com Diogo Romeiro, pesquisador do Centro de Estudos e Regulação em Infraestrutura (FGV/CERI), a distribuição de energia elétrica no país enfrentará desafios relevantes nos próximos anos.

O segmento, ele acentua, requer investimentos constantes para alcançar metas de maior qualidade no suprimento, aumentar a confiabilidade da rede, acompanhar o crescimento da demanda e acomodar a inserção acelerada de geração distribuída (GD) no país. “O Brasil detém um vasto sistema interligado nacional, que se revela estratégico para a transição energética em curso”, afirma.

“Mas as fontes variáveis de energia necessitam de flexibilidade do sistema elétrico para o seu aproveitamento, de modo que a interligação de diferentes regiões geográficas contribua para um maior aproveitamento dos recursos renováveis variáveis.”

Mesmo com esses entraves, afirma Romeiro, o sistema de transmissão brasileiro é amplo, se destacando quando comparado a outras regiões. A interligação entre os países europeus, por exemplo, ainda é um grande desafio, enfrentando resistências para interconexão externa e mesmo para expansão de linhas internas de transmissão.

Os EUA também não dispõem de todo o seu território continental interligado como o Brasil, convivendo com sistemas independentes. “A amplitude do sistema brasileiro será um diferencial para um melhor aproveitamento das complementariedades e sinergias de seus recursos renováveis”, diz.

Romeiro, da FGV/CERI: fontes variáveis requerem flexibilidade do sistema

Segundo Romário Batista, também pesquisador do FGV/CERI, o setor terá que mitigar interferências políticas no planejamento setorial, a exemplo de determinação locacional para contratação de fontes, como a estabelecida na lei de desestatização da Eletrobras, além de caminhar para uma maior descentralização na coordenação do sistema frente à maior multiplicidade de agentes atuantes e à inserção crescente de recursos distribuídos. “Cerca de 30% das concessões de distribuição – que conjuntamente atendem a 60% do mercado – enfrentarão o término de suas outorgas nesta década, abrindo espaço para discussões em torno das condições e condicionantes de uma eventual renovação ou relicitação dos contratos”, afirma Batista.

No entanto, ele pondera, o término dessas outorgas também representa uma oportunidade para realinhar incentivos, custos e riscos em direção a uma maior eficiência no setor elétrico. Segundo a Aneel, estão sendo feitos investimentos no sistema (especialmente em linhas de transmissão e controles de tensão) para permitir uma melhor utilização das fontes renováveis.

Um exemplo é o leilão de transmissão que permitirá o escoamento da geração no norte de Minas Gerais, com investimentos que superam R$ 12 bilhões. “A solução do problema passa por uma matriz mais balanceada entre fontes despacháveis (usina nuclear ou a gás natural) e intermitentes (solar e a eólica), além de aproximar a geração da carga para se evitar construção de linhas muito distantes e longas, otimizando a operação do sistema existente de transmissão”, comenta Pascon, do CBIE.

INVESTIMENTOS

Segundo o Ministério de Minas e Energia (MME), a transmissão de energia elétrica está em expansão nos últimos anos, buscando ligar a oferta crescente de fontes alternativas na região Nordeste aos grandes centros de carga na região Sudeste. Entre 2018 e 2021, foram investidos cerca de R$ 63 bilhões no segmento de distribuição, dos quais 62% em expansão, 25% em melhorias e 13% em renovação, segundos dados compilados no Plano de Desenvolvimento de Distribuição (PDD) da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica).

Somente no ‘Programa Luz para Todos’ foram aportados em torno de R$ 4,7 bilhões no quadriênio. Para o período 2022-2026, são projetados mais R$ 138 bilhões em investimentos, mantendo a proporção. De acordo com Batista, da FGV/CERI, o destaque fica por conta da concessão de distribuição da Neoenergia, na Bahia, com R$ 3,4 bilhões investidos nos últimos quatro anos, com previsão de inversões de R$ 17,3 bilhões até 2026.

Batista, da FGV/CERI:planejamento setorial é fundamental

As principais obras em andamento, de acordo com o MME, ampliam o intercâmbio entre as regiões Norte/Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste, com destaque para a linha LT 500 kV Xingu – Serra Pelada – Miracema/Itacaiúnas (PA/TO), de 1.831 km e que tem previsão de conclusão em novembro deste ano. Para os anos subsequentes, destaca-se a LT 500 kV Terminal Rio – Campos – Lagos – Mutum (RJ/MG), de 1.110 km e previsão de conclusão em outubro de 2023.

Outro destaque apontado pelos pesquisadores da FGV é a Linha de Transmissão 500 kV Pirapora – Janaúba – Bom Jesus da Lapa, com 542 km, que iniciou as operações em setembro de 2021. Projetada especialmente para escoamento de fontes renováveis, a linha ampliou em 1,6 GW a capacidade de transporte na interligação Nordeste/Sudeste.

Solução dos problemas passa por uma matriz mais balanceada entre fontes despacháveis e intermitentes, além de aproximação da geração da carga

“Entregues com cinco meses de antecedência, essas instalações tiveram fundamental importância no enfrentamento da crise de escassez hídrica, aumentando em 25% a capacidade de transmissão do Nordeste para o Sudeste, preservando as águas dos reservatórios das hidrelétricas”, explica Batista.

Quanto aos projetos de implantação futura, destacam-se as instalações de transmissão destinadas a aumentar a confiabilidade de atendimento a Macapá, uma solução estrutural que ganhou urgência após o apagão ocorrido em 2020.

Em relação à geração, o Plano Decenal de Energia 2031 projeta R$ 191 bilhões em investimentos na expansão da capacidade, dos quais 23% são referentes a térmicas flexíveis a gás, 22% a térmicas inflexíveis a gás, 16% a hidrelétricas, 14% a nucleares e 13% a eólicas e solares centralizadas.

O PDE 2031 também prevê uma expansão em torno de 35 mil km nas linhas de transmissão. O boletim de monitoramento do sistema elétrico, de março de 2022, informa que até 2024 entrarão em operação mais 17 mil km de linhas (+10%), totalizando um crescimento de aproximadamente 20% até 2031.

Entre 2018 e 2021, a Neoenergia investiu R$ 3,4 bilhões na concessão de distribuição na Bahia

Ainda no horizonte decenal, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) prevê inversões de cerca de R$ 100 bilhões para o segmento de transmissão, dos quais 69% em linhas e 29% em subestações. “Para esta década, as projeções de investimentos da Agência Internacional de Energia alcançam US$ 12,5 trilhões, dos quais 60% para geração e 38% para redes”, compara o especialista.

FAIXAS DE SERVIDÃO

Já os entraves relacionados à faixas de servidão (que acompanham o percurso da linha de transmissão), explica Pascon, do CBIE, estão limitados à fase de licenciamento, na qual se define o trajeto da linha, especialmente quando passam por áreas de proteção indígenas ou quilombolas. “Além de consulta pública, é importante que se ofereçam compensações econômicas a essas comunidades, permitindo que os projetos saíam do papel”, explica.

Um bom exemplo é o projeto TNE (Transnorte Energia), que se propõe a interligar Roraima ao Sistema Interligado Nacional (SIN), que até hoje não saiu do papel devido a questionamentos sobre compensações e traçado da linha. A principal causa do impasse, afirma Romeiro, da FGV/CERI, gira em torno da passagem da linha pela terra indígena Waimiri-Atroari, em trecho de cerca de 120 km que margeia a BR-174. “Isso impõe a necessidade de autorização do Congresso Nacional e de consulta às comunidades afetadas, nos termos da Constituição Federal e da Convenção nº 169 da OIT (Organização Internacional do Trabalho) sobre Povos Indígenas e Tribais”, ele detalha.

De acordo com o pesquisador, o fornecimento de energia à população de Boa Vista continua sendo feito de forma precária, a custos astronômicos e com elevadíssimas emissões de CO2, decorrentes da geração predominantemente a diesel, apesar da relativa melhoria desse perfil com a contratação de energia e potência resultante do leilão realizado em 2019, que permitiu a inserção parcial de soluções a gás e renováveis.

Expansão enfrenta entraves relacionados ao trajeto das linhas em áreas de proteção

“Em março de 2019, o suprimento através do sistema de transmissão da Venezuela foi interrompido devido à falta de investimentos da operadora estrangeira e aos constantes blecautes”, explica Romeiro. “Diariamente, comboios com cerca de 80 caminhões-tanque levam óleo e gás liquefeito de Manaus a Boa Vista, via BR-174, com consumo médio de 900 mil litros/dia de diesel.”

Licitada em 2011, a linha de transmissão que conectará Boa Vista recebeu Licença de Instalação (LI) do Ibama em setembro de 2021. A integração está prevista com a construção da linha LT 500 kV Manaus – Boa Vista, com 721 km. “Ações do MME e da transmissora buscam as últimas tratativas com a comunidade indígena para início da implantação do empreendimento”, observa o pesquisador.

Saiba mais:
CBIE: cbie.com.br/
FGV/CERI: ceri.fgv.br
MME: www.gov.br/mme/pt-b