Crescimento, porém, depende de solução para cortes por descompasso entre oferta, demanda e infraestrutura 0.5x 1x 1.25x 1.5x 2x 00:00 00:00 A expansão da geração de eletricidade no Brasil será puxada por fontes renováveis na próxima década, mas parte importante da nova capacidade virá de usinas que não produzem energia de forma contínua. O crescimento de eólicas e solares aumenta a oferta quando há vento e sol, mas não assegura, sozinho, o atendimento nos horários de maior demanda. Até 2035, a expansão indicativa das renováveis soma cerca de 32 GW, ante 27,7 GW das fontes não renováveis, segundo o Plano Decenal de Expansão de Energia 2035 (PDE 2035), elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). A geração eólica responde pela maior parcela, com 13,6 GW, seguida por hidráulica (7,5 GW), solar fotovoltaica (5,6 GW) e térmicas renováveis (5,4 GW). Fontes eólica e solar, juntas, concentram 60% desse crescimento. “O próximo ciclo do setor elétrico não será apenas sobre adicionar megawatts, mas sobre aumentar a capacidade de coordenar oferta, demanda e infraestrutura. Precisamos fazer com que a energia esteja disponível onde e quando o sistema precisa dela”, diz Fernando Maia, vice-presidente de regulação e relações institucionais do Grupo Energisa. O problema já aparece na geração solar. O PDE 2035 prevê excedentes de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN) durante períodos de elevada produção fotovoltaica. A geração se concentra durante o dia, enquanto a maior demanda líquida tende a ocorrer no início da noite. Quando não há consumo, transmissão ou armazenamento suficientes para absorver a produção, parte dela precisa ser cortada, no chamado “curtailment”. O curtailment também passou a pesar nas decisões sobre novos investimentos. O SolarPark I, da Acelen, em João Dourado, na Bahia, tem 161 MW de capacidade e recebeu cerca de R$ 530 milhões em investimentos para abastecer a refinaria de Mataripe. Para uma nova expansão da geração solar, porém, Celso Ferreira, COO da Acelen e da Acelen Renováveis, diz que será preciso equacionar os cortes de geração. “Hoje a gente entende que a energia poderia crescer na utilização da energia solar, mas isso vai depender muito de como é que essa equação do curtailment vai se resolver.” Novos projetos continuam entrando em operação. A Engie Brasil, por exemplo, investiu R$ 6 bilhões em 2025, incluindo expansão das redes e modernização de ativos. No ano, entraram em operação o conjunto eólico Assuruá, na Bahia, com 846 MW, e o fotovoltaico Assú Sol, no Rio Grande do Norte, com 753 MW. A transmissão terá de acompanhar essa alta. O PDE 2035 prevê 28,8 mil km de novas linhas entre 2026 e 2035, quase 27 mil deles até 2030. Os investimentos no sistema de transmissão somam R$ 116,9 bilhões. Sem capacidade suficiente para escoar a produção, usinas podem sofrer restrições mesmo quando há energia disponível. A disponibilidade da rede também passou a pesar mais na localização dos projetos. “Um projeto localizado mais próximo da carga pode ter maior valor sistêmico mesmo com produtividade ligeiramente menor, porque pode reduzir perdas, necessidade de transmissão e exposição a restrições de escoamento”, avalia Maia, da Energisa. Precisamos fazer com que a energia esteja disponível onde e quando o sistema precisa” Para Carlos Faria, CEO da Associação Nacional dos Consumidores de Energia (Anace), o problema não está na quantidade de eletricidade que o país é capaz de produzir. “A gente está aqui com um problema que não é falta de geração, mas falta de uma expansão coordenada entre geração e transmissão, armazenamento, demanda”, afirma. Em simulações sobre os próximos anos, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), responsável pela coordenação e pelo controle da operação da geração e da transmissão no país, considerou a entrada de grandes consumidores e ainda encontrou excedentes de energia, principalmente durante o dia, quando a produção solar é maior. O crescimento do consumo reduz parte dos cortes, mas não absorve sozinho a energia disponível nos horários de maior oferta. Baterias permitem armazenar parte desses excedentes algumas horas depois, quando a oferta diminui. Grandes consumidores também podem reduzir ou transferir o uso de energia para outros horários. É a chamada resposta da demanda, que ainda tem participação pequena no Brasil, mas pode acrescentar 3,2 GW de flexibilidade até 2035, segundo a EPE. Hidrelétricas com reservatórios têm outra função e podem variar a geração para acompanhar as mudanças na oferta ao longo do dia. Mesmo com mais renováveis, o sistema precisará de fontes disponíveis nos períodos de menor produção solar e eólica. As térmicas podem cumprir esse papel, mas Faria questiona contratações que definem previamente a tecnologia ou o empreendimento. Para ele, fontes capazes de oferecer o mesmo atributo deveriam competir entre si. “A gente não pode ter uma reserva de mercado para uma fonte específica”, defende o CEO da Anace. A discussão envolve também quanto contratar. A capacidade reservada para esses períodos tem custo mesmo quando é pouco acionada, e contratos longos podem deixar despesas na conta de luz por anos. Para a Anace, o planejamento deve determinar primeiro a necessidade do sistema e só depois definir, entre as alternativas disponíveis, como atendê-la. “A segurança que a gente está buscando não pode ser um cheque em branco que onere a conta de luz sem uma avaliação clara do custo-benefício que o consumidor está tendo por isso”, diz Faria.