Documento continua falho em apresentar soluções e segurança para suprimento de energia elétrica do país.
O Plano Decenal de Expansão de Energia de 2031 (PDE 2031) é o documento elaborado anualmente pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) com o objetivo de indicar as perspectivas de expansão do setor de energia no horizonte de 10 anos sob a ótica do governo.
A versão de 2031 trouxe alguns aprimoramentos, com destaque para:
a introdução de metodologia de restrições operativas –dado que o país enfrenta uma sequência de períodos com volume de chuvas (do jargão setorial “energia natural afluente”) abaixo da média histórica com consequências para o planejamento e operação do sistema elétrico brasileiro;
análise comparativa de TIR (Taxas Internas de Retorno) de diferentes fontes para MMGD (Micro e Mini Geração Distribuída);
uma análise de sensibilidade de maior produção de gás natural onshore pela extensão da vida dos campos e maior fator de recuperação;
um capítulo sobre o hidrogênio.
A despeito do preciso diagnóstico dos desafios do setor energético, o PDE 2031 continua falho em apresentar soluções que possam assegurar a confiabilidade e segurança do suprimento de energia elétrica. Mantém um foco exacerbado no componente E (de ambiental) da sigla ESG em detrimento ao S de social, sem uma análise mais aprofundada do impacto para custos sistêmicos de maior penetração das fontes renováveis.
Isso acaba reduzindo a reserva girante do sistema, aumentando a dependência de variáveis exógenas no suprimento de energia, a volatilidade dos preços de curto prazo e consequentemente as tarifas de eletricidade para o consumidor final.
Antes de apresentar as principais divergências em relação ao PDE 2031, destacaríamos a ausência de um viés energético para a matriz brasileira e, particularmente, para as vocações naturais do país, principalmente no segmento de bioenergia. Sem entrar no mérito da importância da introdução de geração eólica offshore ou mesmo o hidrogênio, a busca de soluções baseadas na natureza e exemplos de economia circular para contribuir ao processo de descarbonização precisa ser contextualizada de maneira locacional.
A natureza do hemisfério sul não é a mesma do hemisfério norte. A disponibilidade de terras para construção de eólicas e usinas solares onshore em países emergentes não é a mesma do que em países desenvolvidos. Importar rotas de transição energética sem respeitar as vocações naturais do país – que nesse caso são muito abrangentes em termos de fontes primárias de energia no Brasil – pode levar a maiores custos de transição e maior desigualdade de renda para a população.
PRINCIPAIS DIVERGÊNCIAS CÁLCULO DO CUSTO MARGINAL DE EXPANSÃO – Chama a atenção a ausência de comentários sobre revisão de taxa de desconto utilizadas nos modelos, mesmo com o expressivo aumento da taxa Selic de 2,0% (janeiro de 2021) para 10,75% (fevereiro de 2022). As premissas de capex para construção de novas usinas eólicas e solares onshore não parecem refletir:
o efeito da pandemia e os gargalos na cadeia logística global com impactos nos custos de fretes e disponibilidade de materiais (exemplo vidro para painéis solares);
o efeito de maior expansão global de renováveis para a cadeia de suprimentos / commodities impactando no balanço de oferta e demanda (exemplo cobre, alumínio, aço, polisilício);
o gradual repasse de maiores custos de mão de obra vide processo de realocação de cadeias de produção para próprios países (versus maiores níveis de outsourcing) e escassez de mão de obra que tem contribuído para o processo inflacionário de economias desenvolvidas.
RODADA LIVRE VS. CENÁRIO DE REFERÊNCIA- Não é correta a afirmação de que a expansão livre acarretaria menores custos de investimento e de operação quando comparada à expansão de referência. Pelo contrário, a expansão livre exacerbaria os riscos de atendimento da demanda com maior parcela de fontes renováveis e dependência do clima. Também aumentaria a volatilidade de preços devido à intermitência das renováveis e prevalência de termelétricas totalmente flexíveis com contratos de curto prazo e maiores custos de transmissão devido aos baixos fatores de carga quando comparado a plantas despacháveis com fatores de geração entre 75% e 92%.
Do ponto de vista do risco de operação do sistema, a configuração livre ainda amplia o risco de descasamento no prazo de construção de linhas de transmissão em relação a usinas eólicas e solares, além de não aproximarem a geração de energia da carga, o que possibilitaria menores custos para assegurar a confiabilidade do sistema e menores perdas de operação.
EFEITO POSITIVO DA INTRODUÇÃO DE MAIOR PARCELA DE FONTES DESPACHÁVEIS – O efeito da introdução de 9,4 GW de nova capacidade despachável no PDE 2031 vs. PDE 2030, fruto principalmente dos 8,0 GW previstos pela lei 14.182/21, viabilizam a monetização do gás natural associado do pré-sal. Ainda contribui tanto para o aumento da confiabilidade do suprimento quanto para a redução das tarifas dos consumidores finais. Essa redução é oriunda principalmentepelo menor volume de investimento em linhas de transmissão em relação ao cenário de expansão livre;
menor despacho fora da ordem de mérito dada a previsão de inflexibilidade mínima de 70% da oferta a gás natural – que atende às necessidades de monetização do gás do pré-sal;
menores CVU (custos com combustíveis) em função da substituição de usinas despacháveis a óleo diesel e óleo combustível com custos de despacho entre R$1.400 e R$2.600/MWh por usinas a gás natural com preços-teto de R$370-420/MWh;
menores custos operativos do sistema devido à aproximação da geração à carga, dado o aspecto locacional das termelétricas a gás natural.
NECESSIDADE DE RECALIBRAR MODELOS DE PLANEJAMENTO E OPERAÇÃO – Embora reconheçamos os menores custos atrelados a retrofit e/ou repotenciação de usinas, a sinalização do modelo de que os custos marginais de expansão ficariam entre R$52,66/MWh e R$90,38/MWh (ou US$10,13 a US$17,38/MWh) na expansão indicativa do PDE 2031 vs. R$106,0/MWh e R$187/MWh (ou US$21,63 a US$38,16/MWh) no PDE 2030 evidencia a necessidade de recalibrar os modelos de planejamento e operação do sistema elétrico brasileiro.
PAPEL EXACERBADO DE FONTES INTERMITENTES NA EXPANSÃO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA – maior quantidade de sistemas distribuídos com mais de 90% de fontes intermitentes (solar) versus o condomínio centralizado que é o Sistema Interligado Nacional, resulta em maiores custos com planejamento e operação de rede e maior a preocupação em assegurar a segurança do abastecimento sem interrupções, sobrecargas, desligamentos involuntários. Assim como na expansão centralizada, a expansão da distribuída também se beneficiaria significativamente se contemplasse um maior equilíbrio entre oferta intermitente e oferta despachável, em particular considerando uma expansão mais significativa do biogás.
DESCOMPASSO ENTRE INVESTIMENTOS EM TRANSMISSÃO E GASODUTOS – o PDE ainda carece de uma análise aprofundada sobre a possibilidade de diferimento de investimentos em transmissão por intermédio da compensação da expansão de renováveis intermitentes com plantas despacháveis com maior fator de geração e com instalação próxima a centros de carga.Em função de impactos das adversidades climáticas nas redes áreas de transmissão, estudos devem ser realizados com o objetivo de aprofundar do ponto de vista técnico e operacional a necessidade de investimentos em enterramento de redes para reduzir a influência de intempéries climáticas e aumentar a qualidade, bem como uma visão holística entre investimentos de expansão de malha subterrânea de transmissão malha de gasodutos.
É notória a discrepância no volume de investimentos projetados para linhas de transmissão em relação a gasodutos. O PDE 2031 projeta somente 221km de novos gasodutos de transporte até 2031, o que levaria a rede atual de 9.409km para 9.630km ao final do decênio. Essa expansão corresponde a 0,7% da previsão de aumento em linhas de transmissão no mesmo período. Em relação ao volume de investimentos, conforme capítulo 7, a previsão é de R$8,87bn divididos em 4 projetos vs. R$100,7bn no caso de linhas e subestações de transmissão.
FRUSTRAÇÕES DE RECEITA COM REINJEÇÃO E PARCELA DE IMPORTAÇÃO DE GNL NO PLANEJAMENTO – A diminuição dos níveis de reinjeção nos principais campos produtores na bacia offshore (Tupi, Búzios e Sapinhoá) levaria o patamar de reinjeção médio a 30-35% 45,5% reportado em 2021, resultando em incrementos de 14,0 a 20,7MM m³/dia na produção líquida de GN com eliminação de gargalos de escoamento e processamento.
A possibilidade de maior produção nacional para atender a demanda de gás doméstica possibilitaria uma redução no volume de importação de GNL e/ou gás natural da Bolívia e impactos duplamente positivos para arrecadação de receitas: (a) o menor volume de reinjeção com a solução do gargalo de escoamento e processamento implicaria receitas adicionais para governo entre R$5-8bn anuais referentes a royalties e participações especiais, e (b) maior parcela de produção doméstica em detrimento a importações levaria a impacto positivo na balança comercial brasileira.
Fonte e Imagem: Poder 360
https://www.poder360.com.br/opiniao/o-plano-decenal-de-expansao-de-energia-de-2031/
No comment