Por Adriano Pires, sócio-fundador e diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE)

Poder 360

Durante as últimas 2 décadas, as fontes renováveis, como a eólica e a solar fotovoltaica, viram suas participações nas matrizes energéticas crescerem de forma consistente anualmente no Brasil e no mundo. Embora a expansão das renováveis e a redução de seus custos de instalação sejam tendências positivas para o processo de transição, é crucial levar em conta o “custo invisível” criado pela falta de planejamento adequado, que acabou promovendo uma expansão desordenada dessas fontes intermitentes. Basta ver o que está ocorrendo na Califórnia.

A produção de energia eólica e solar é intrinsecamente intermitente. Portanto, sua inclusão em um sistema integrado por várias outras fontes demanda uma série de salvaguardas e mecanismos compensatórios, a fim de certificar a estabilidade e a segurança do fornecimento. A resiliência garantida ao sistema por essas medidas é chamada de flexibilidade operativa.

Os recursos de flexibilidade operativa podem ser garantidos por meio:

No Brasil, pelo histórico de gestão da matriz, a flexibilidade operativa se dá sob a ótica da geração, sobretudo por meio de UHEs (usinas hidrelétricas) com reservatórios.

Tradicionalmente, o modelo hidrotérmico, utilizado pelo SEB (Sistema Elétrico Brasileiro) opera da seguinte forma: as UHEs acompanham a carga, reduzindo a produção em horas de baixa demanda para aumentá-la no horário de ponta, atendendo a comandos do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico).

Já as UTEs (usinas termelétricas), nos últimos anos, vem assumindo o papel de “equalizadoras” do sistema em razão do crescimento da carga e da fatia de renováveis intermitentes na matriz elétrica nacional, além da estagnação da capacidade instalada de hidrelétricas com reservatório.

O gráfico abaixo mostra a diferença de custo ao se utilizar termelétricas ou hidrelétricas como compensadores síncronos do sistema. Os picos de custo da valoração do serviço de compensador correspondem a quedas na produção hidrelétrica, momento em que o serviço é realizado por meio do acionamento térmico.

Vale, ainda, observar a evolução dos gastos anuais com a compensação nos últimos anos. Segundo o Boletim Mensal de Custos da Operação e Valoração da Segurança da Operação, publicado (PDF – 721 kB) pelo ONS, foi de R$ 193 milhões em 2022, e de R$ 209 milhões em 2023.

Outro fator importante para avaliar quando falamos do verdadeiro custo das renováveis para o sistema é a forte presença de isenções fiscais e benefícios no segmento. O uso indiscriminado de mecanismos de incentivo ao investimento em renováveis pode acabar criando uma percepção equivocada de que essas fontes representam uma alternativa mais barata do que realmente são.

Assim, muitas vezes os custos indiretos associados à sua integração no SEB ficam mascarados por medidas como a redução da taxa de uso do sistema ou da Cide (Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico), a dedução do IR (Imposto de Renda) e outras que levam a assimetrias no mercado.

O tema dos subsídios às renováveis já é intensamente discutido no setor elétrico. Segundo os dados da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), enquanto em 2018 os subsídios no setor somavam R$ 18,9 bilhões e representaram, em média, 5,5% da tarifa de consumidores residenciais, em 2023, esse volume saltou para R$ 37,4 bilhões, representando em média 13,2% da tarifa residencial. Do total de 2023, cerca de R$ 17,2 bilhões foram referentes a incentivos a fontes renováveis.

Sem dúvidas, o Brasil está diante de grandes desafios e oportunidades. O que falta para a eficácia das metas de transição energética é pragmatismo, responsabilidade e menos modismos.

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