Fonte.: epbr / Gustavo Gaudarde

Planejamento prevê reforço do escoamento de renováveis do Nordeste e térmicas compulsórias da privatização da Eletrobras

RIO – O reforço na transmissão de energia já indica uma demanda da ordem de R$ 50 bilhões em novos investimentos apenas nos leilões de 2023.

É quase o valor nominal contratado em todos os leilões realizados entre 2018 e 2022, que somaram R$ 53 bilhões.

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) apresentou, na terça (19/04), a revisão de parte dos estudos de expansão da rede de transmissão de energia. Veja a transmissão do evento.

“Precisamos passar uma mensagem ao mercado, importantíssima (…) esses 50 bi são uma espécie de piso a partir de 2023. É necessário que as empresas viabilizem esses investimentos”, afirmou Guilherme Zanetti, coordenador-geral de Planejamento da Transmissão do Ministério de Minas e Energia (MME).

A cifra vai crescer com a conclusão dos estudos para interligação dos grandes novos sistemas de transmissão e o planejamento de contratação pós-2023.

As linhas precisarão ficar prontas entre 2028 e 2030. A previsão é que sejam feitos dois leilões por ano, em junho e dezembro até 2024, além de eventuais concorrências extraordinárias.

“Colocamos aqui a necessidade de o mercado antecipar seu planejamento para viabilizar esses investimentos”, reforçou.

Expansão da geração no Norte e Nordeste; e consumo no Centro-Sul
A justificativa é o expressivo aumento na capacidade de geração das regiões Norte e Nordeste, tanto de renovável como das térmicas a gás natural previstas na lei de privatização da Eletrobras.

Os novos sistemas também terão a função de aumentar a segurança no suprimento, com transmissão de energia de hidrelétricas da região Norte. A ideia é escoar a energia para os maiores centros consumidores, no Centro-Sul.

As renováveis ajudam a compensar a falta de chuvas, que levou à crise energética de 2021. No período seco do ano, entre maio e novembro, chove menos no Centro-Sul e venta mais no Nordeste.

“Quando a gente olha esses cinquenta bilhões, temos que enxergar que a transmissão atende dois princípios fundamentais: aumento da segurança e redução de custo”, afirmou o diretor de Estudos de Energia Elétrica da EPE, Erik Rego.

Para justificar o investimento na geração próxima aos centros de carga, sem necessidade desses investimentos bilionários, é preciso considerar não apenas o custo das linhas para o consumidor, mas a competitividade das fontes no Nordeste, defendeu o diretor.

Pelos modelos da EPE, convertido na parcela do custo da energia que chega para os consumidores, o investimento representa de R$ 9 a R$ 15 por MWh, a depender do fator de capacidade das usinas interligadas pelas novas linhas.

“No meio do caminho, pega 12 doze reais o megawatt-hora. A pergunta que a gente faz é: existe uma fonte no Sudeste que custe, por exemplo, o valor de uma eólica mais doze reais [o megawatt-hora]?”.

“Se tiver alguma fonte no Sudeste que custe a eólica mais doze reais, essa linha [de transmissão] está cara. Não temos essa fonte, que custa eólica mais doze reais [no Sudeste]”, exemplificou.

Em 2021, novas termoelétricas, o tipo de usina que pode mais facilmente ser instalado no Sudeste, foram contratadas a R$ 196 por MWh; eólicas saíram a R$ 150 por MWh; usinas fotovoltaicas, a R$ 136 por MWh.

Pela condições climáticas, as regiões Nordeste e Sul são os principais destinos de investimentos em eólicas.

Estimativas de investimento nos novos grandes sistemas
Área Sul: R$ 18 bilhões

Bahia – Sudeste
6,6 mil km de linhas (500 kV)
Cinco subestações
Antecipação Norte de MG: R$ 6 bilhões

2,5 mil km de linhas (500kV)
Projetos adicionais em Minas Gerais, que seriam detalhados nos estudos futuros de interligação, mas foram antecipados para dar vazão aos novos projetos da Área Sul
Área Norte: R$ 6,2 bilhões

Ceará – Piauí
2,2 mil km de linhas (500kV e 230kV)
Quatro subestações
Área Leste: R$ 4,8 bilhões

Alagoas – Pernambuco – Paraíba
1,5 mil km de linhas (500kV e 230kV)
Três subestações
O investimento a ser contratado em 2023 chega a R$ 50 bilhões, com o detalhamento dos projetos de interligação em múltiplos estados.

A geração renovável no Norte e, principalmente, no Nordeste, está em 34 GW de capacidade já contratados nos mercados livre e cativo até 2025, dos quais 19 GW (16,3 GW em eólicas) estão em operação.

Para o planejamento da transmissão, foi considerada uma expansão adicional de 14 GW até 2030, totalizando 48 GW de eólica e solar nas duas regiões, com base nas premissas do Plano Decenal de Energia (PDE).

A lei da Eletrobras, por sua vez, obriga o país a contratar 3,5 GW em regiões sem gasodutos, para utilizar gás natural nacional produzido no Norte e Nordeste. Foi uma contrapartida do Congresso Nacional para aprovar a privatização. Outros 2 GW poderão ser contratados no Sudeste; e 2,5 GW no Centro-Oeste.

Vale lembrar que são térmicas na base, com inflexibilidade de 70%, o que desloca a energia renovável.

Em 2021, antes da aprovação da lei, a EPE estimou que 2 GW/ano a gás natural na base entre 2027 e 2030, provocam uma redução de 12 GW eólicos e 3,5 GW de fotovoltaicas, considerando os mesmo cenários de expansão.

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Link da matéria.: https://epbr.com.br/mega-leiloes-de-transmissao-de-2023-vao-demandar-pelo-menos-r-50-bi-ate-2030/