Energia elétrica: um novo ciclo vem por aí

 Os impactos das mudanças climáticas, a ameaça sobre o atendimento no horário de maior demanda e investimentos bilionários em transmissão. Esses três pontos ilustram os principais tópicos do ano de 2024 para o setor elétrico e dão a tônica do que deverá orientar os debates no próximo ano, quando o segmento poderá assistir ao primeiro leilão exclusivo de contratação de baterias, uma nova tecnologia que ganha importância com o avanço das fontes variáveis, como usinas solares centralizadas e distribuídas e usinas eólicas, que respondem por 30% da geração de eletricidade no país. 

 Em distribuição, o governo federal divulgou, no início do segundo semestre, as diretrizes básicas para a renovação dos contratos das concessionárias que expiram entre 2025 e 2031 e são responsáveis por cerca de 60% do mercado, com destaque às regiões metropolitanas de São Paulo e Rio de Janeiro. Em outubro, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) lançou uma consulta pública para detalhar esses novos contratos. O processo deverá ir até a primeira semana de dezembro. 

 Para o diretor-geral da Aneel, Sandoval Feitosa, a discussão sobre os novos contratos é um assunto de extrema importância. “Para o próximo ciclo de renovação, discutiremos a modernização dos serviços, a digitalização e o novo papel do consumidor de energia elétrica. Esses serão os pontos centrais abordados pela Aneel na instrução do processo.” As primeiras concessões a vencer são: EDP Espírito Santo Distribuição de Energia, Light Serviços de Eletricidade e Ampla Energia e Serviços – Enel Rio, com termos finais em 17 de julho de 2025, 4 de junho de 2026 e 9 de dezembro de 2026, respectivamente. 

 “O novo contrato de concessão vai ancorar a relação entre poder concedente e distribuidora, caminhando para uma separação entre a prestação dos serviços de rede e energia. Será uma primeira sinalização de como implementar o conceito de concessionária do futuro”, diz a diretora do Centro de Estudos em Regulação e Infraestrutura da Fundação Getulio Vargas (FGV-Ceri), Joisa Dutra. A discussão abre a possibilidade para que os investimentos possam ser reconhecidos de forma mais rápida pelo regulador e poderá criar estímulos para a inovação e a instalação de medidores inteligentes, o que tornaria os processos mais centralizados e eficientes. 

 “Está havendo uma discussão em relação ao reconhecimento dos investimentos para a regulação porque esses equipamentos têm amortização mais rápida que os tradicionais e o custo é mais alto”, afirma o presidente da CPFL Energia, Gustavo Estrella. Para entender a tecnologia, a empresa fez uma experiência com a instalação de medidores inteligentes na cidade de Jaguariúna, interior de São Paulo, com as mais de 20 mil unidades de consumo telemedidas. Isso permitiu testar redes de comunicação, analisar o monitoramento da rede e a qualidade dos serviços. “Há uma melhora relevante em todos os aspectos, seja para quem oferece o serviço, seja para quem é atendido”, diz Estrella. 

 Essa discussão coincide com os impactos das mudanças climáticas sobre o setor. Em novembro de 2023 e outubro de 2024, chuvas atingiram a capital paulista e deixaram milhões de consumidores sem luz na maior cidade da América do Sul, o que colocou o serviço da Enel São Paulo e do setor de distribuição sob o holofote. “Isso pode trazer alguma contaminação sobre a discussão e se vê que as prefeituras estão buscando, via Congresso, maior ingerência sobre a fiscalização das distribuidoras”, diz um advogado. 

 “O recurso escasso não é mais energia, e sim flexibilidade ou potência”, resume Edvaldo Santana, ex-diretor da Aneel. As mudanças climáticas e a ausência da construção de usinas hidrelétricas com reservatórios têm ampliado desafios para a operação do sistema. Entre 2014 e 2021, a energia afluente (a quantidade de água que chega aos reservatórios das usinas hidrelétricas e que pode ser transformada em eletricidade) foi 76% da média ou 22 pontos percentuais menor que a média registrada nos seis anos anteriores. “É como se sumisse um montante de energia suficiente para atender toda a demanda de energia do país por quatro meses.” O engenheiro lembra ainda que, mesmo em anos mais úmidos (como 2022 e 2023), o volume de água que chegou às hidrelétricas foi bem menor do que o padrão anterior. 

 Isso significa que atender à demanda máxima nos horários de maior consumo, como durante a tarde, implica ter outras ferramentas à disposição. Diante desse contexto, o governo federal trabalha para realizar um leilão de reserva de capacidade para contratar potência, o que poderá movimentar bilhões de reais na contratação de hidrelétricas e térmicas, além de buscar realizar no próximo ano um leilão voltado à contratação de armazenamento de energia elétrica. 

 Conforme cresce a inserção das fontes renováveis, aumentam os desafios para a operação do sistema elétrico. Um exemplo pode ser visto durante a tarde, quando o país registra a maior demanda de energia, por conta do uso de aparelhos de ar-condicionado. Hoje, entre o horário do almoço e fim da tarde, boa parte da carga do país é atendida pela geração distribuída solar. Quando o sol se põe, os quatro milhões de instalações de geração distribuída solar deixam de gerar e passam a consumir. 

 No jargão do setor, assiste-se a uma rampa, que chega em alguns momentos a 33 GW de capacidade – cerca de um terço da potência usada – e que pode chegar a 50 GW em 2027, segundo projeções do Operador Nacional do Sistema (ONS). “O equilíbrio entre segurança energética, descarbonização e equidade no uso da energia é o grande desafio da transição energética. As mudanças climáticas tornam ainda mais complexo o dilema de operar e planejar o sistema”, afirma Luiz Carlos Ciocchi, ex-diretor geral do ONS. 

 Nesse cenário, ganha importância a flexibilidade de operação, ou seja, a capacidade de compensar desequilíbrios entre geração e carga. O sistema elétrico precisa operar com uma capacidade instalada maior do que a necessária para atendimento do consumo médio por energia. Essa reserva de potência (uma folga para ser usada em momentos em que a demanda sobe e há dificuldade em acionar usinas solares ou eólicas, por exemplo) cria a necessidade de contratar térmicas e hidrelétricas (estas representam 50% da capacidade instalada e, com a expansão muito acentuada das eólicas e solares, passaram a ter um papel de confiabilidade, fornecendo segurança ao sistema). 

 O governo deverá realizar em breve um leilão para contratar reserva de capacidade de potência. “É uma oportunidade de contratação de hidrelétricas, uma fonte com atributos de potência e flexibilidade, custo módico e que garante manutenção da rota de renovabilidade da matriz elétrica”, diz Marisete Pereira, presidente da Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica (Abrage). 

 Em paralelo, o governo federal também trabalha em um leilão em 2025 para a contratação de sistemas de armazenamento. “Eles podem ter múltiplos papéis: melhorar a qualidade do fornecimento sem investir em novas linhas, podem ajudar em controle de tensão, em redução de consumo em horários em que a energia é alta, podem desempenhar papel ao lado de fontes variáveis”, diz Alexei Vivan, presidente da Associação Brasileira de Companhias de Energia Elétrica (ABCE).