A crise de transmissão de energia que afeta o setor elétrico brasileiro pode ser solucionada com um investimento da ordem de R$ 26,5 bilhões em um prazo de oito a dez anos para a execução das obras, segundo projetou o “Estudo de Expansão das Interligações Regionais".
Elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o levantamento busca equacionar os gargalos que impõem paradas na geração de energia nos parques eólicos e fotovoltaicos - prática conhecida internacionalmente como curtailment - e vem gerando perdas milionárias aos geradores, especialmente os que operam no Nordeste.
Sem capacidade de suportar a injeção dos megawatts (MW) dessas usinas, a rede precisa de maior capacidade e a solução apontada pela EPE se soma a outras medidas, como a inserção de baterias para estabilizar o fluxo de energia na rede.
O documento recomenda a implantação de um sistema de corrente contínua com conversor de tensão de 600 quilovolts (kV) e 3.000 MW, com 2.500 quilômetros de extensão, "ligando a nova subestação Angicos (no estado do Rio Grande do Norte) à subestação Itaporanga 2 (no estado de São Paulo, na fronteira com o Paraná)".
"A gente está vivendo uma fase de planejamento de expansão da transmissão, na qual está se colocando o Nordeste no mesmo patamar de infraestrutura que o Sudeste", destaca Adão Linhares, consultor e sócio da Energo Engenharia.
Ele explica que essa grande linha de transmissão funciona como "uma auto-estrada para a energia" e conecta dois grandes polos geradores do País: o Rio Grande do Norte, maior produtor de energia renovável do Brasil, e o Paraná, onde está localizada a usina hidrelétrica de Itaipu.
Juntamente com "um conjunto de obras em corrente alternada, incluindo novas linhas de transmissão, recapacitações de linhas existentes, novas transformações e equipamentos de compensação reativa", a construção desse sistema torna o Nordeste tão robusto quanto o Sudeste em termos de transmissão de energia, segundo avalia o especialista.
"Se eu tiver muita energia lá sobrando, ela pode vir para o Nordeste. Se eu tiver muita energia no Nordeste, ela vai para o Sudeste. Então fica como se fosse um, como se fosse um canal", exemplifica o especialista.
Do total de R$ 26,5 bilhões projetados nas obras, R$ 17,1 bilhões devem ser "diretamente ligados ao sistema HVDC (corrente contínua), incluindo linha de transmissão e conversoras."
A infraestrutura sugerida pela EPE permite, de acordo com o levantamento, "o aumento da capacidade média de exportação da região Nordeste para cerca de 24 GW, permitindo a integração de até 60 GW de geração renovável (eólica e solar) na região Norte/Nordeste até 2033 e a ampliação da capacidade de importação da região Sul para 17 GW em 2033 e 18 GW em 2035".
O objetivo é facilitar o envio de energia excedente dos geradores localizados nos estados nordestinos os quais têm socorrido os consumidores de energia do Sudeste nos últimos anos devido às crises hídricas que afetam aquela região.
Simultaneamente, a medida dá suporte a uma necessidade do Nordeste: ter transmissão capaz de suportar a conexão de novos empreendimentos eletrointensivos, como usinas de hidrogênio verde e data centers. No último ano, projetos dos dois segmentos tiveram a conexão negada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico pela falta de infraestrutura de conexão.
"Nós estávamos nesse dilema de desenvolver o Nordeste. O que isso (o estudo) significa? Significa trazer grandes projetos que consomem muita energia. Indústria, serviço, como data center, carregadores elétricos para veículos... Isso já era para estar ocorrendo há muito tempo", observa Adão Linhares.
Com o suporte dado pela novas linhas de transmissão, ele acredita que o risco de os investidores em H2V e/ou data centers desistam dos projetos em estados do Nordeste seja menor. Mas também pondera sobre o tempo que isso vai levar.
O tempo de realização de leilões, finalização de projetos, licenciamentos e desapropriações pode estender os prazos, mas o modelo seguido no Brasil, defende, dá segurança jurídica aos investidores e, consequentemente, estabilidade ao setor.
"Esses problemas que nós estamos vivendo eram totalmente previsíveis. Mas o aspecto global do negócio é muito interessante porque essa obra realmente resolve, praticamente, todos os problemas de interconexão entre o Nordeste e o Sudeste", arremata.
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Prazos deixam setor no limite para uma nova crise
A proposta de solução para os problemas em transmissão de energia apresentada pela EPE no estudo são consideradas válidas pelo Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne) ao analisar o horizonte até 2030, mas deixam o setor elétrico no limite para uma nova crise após nos anos seguintes.
“A solução é suficiente para projetos contratados e planejados até 2033; porém, é uma solução com pouca margem de ajuste, dado que, se houver nova procura acentuada de projetos renováveis, incremento acentuado de geração distribuída e não houver um aumento de consumo local, poderemos amargar novamente curtailment econômico (oferta em excesso sem fio)”, disse ao O POVO Darlan Santos, presidente do Cerne.
Ele explica que “o cenário assume que o crescimento da exportação de energia será balanceado, e, se projetos eletrointensivos locais como data centers ou hidrogênio verde se concretizarem, eles poderão consumir essa energia localmente, aliviando o montante de energia para exportação”.
Santos considera o tempo estipulado no estudo - entre 2033 e 2035 para a conclusão - “coerente com a complexidade da obra” e aponta para a ocorrência de curtailment neste período, quando ainda não haverá infraestrutura e mais geradores estarão aptos a injetar energia no sistema.
“Esse hiato pode ser observado, por exemplo, na projeção da inserção da capacidade eólica e solar no Norte/Nordeste, que deve atingir 59 GW já em 2031 (contratos firmados). No entanto, a entrada do Bipolo Nordeste II (a “auto-estrada de transmissão”) está planejada para ocorrer em 2033. Isso indica a necessidade de antecipação das obras, podendo, nesse contexto, haver curtailment significativo”, alerta.
Infra
Do total de R$ 26,5 bilhões projetados nas obras, R$ 17,1 bilhões
devem ser diretamente ligados ao sistema HVDC (corrente contínua), incluindo linha de transmissão e conversores
