A participação relativa da energia hídrica na matriz elétrica pode cair para 31% em 2050, compensada pela ampliação para 45% da participação das outras fontes renováveis: eólica, solar e biomassa

O PNE 2050 - Plano Nacional de Energia, elaborado pelo MME - Ministério de Minas e Energia e publicado em 16 de dezembro de 2020, explora os variados aspectos da evolução do setor considerando diversas alterações na produção e uso de energia. As análises visam auxiliar a tomada de decisão por meio de modelamento e análise do impacto a longo prazo de diferentes escolhas de política energética. O documento define que seu objetivo “não é prever o futuro e sim auxiliar os tomadores de decisão num contexto em que as relações são muito complexas, as incertezas e variáveis são abundantes, algumas mudanças são por vezes disruptivas”.

O estudo está ancorado em dois cenários: um chamado de “Desafio da Expansão”, caracterizado pela expansão da infraestrutura e oferta de energia, buscando atender um relevante crescimento da demanda; e um de “Estagnação”, que avalia implicações de uma relativa estagnação na demanda de energia per capita no Brasil.  O cenário “Desafio da Expansão”, de acordo com o documento, exige reforço e aperfeiçoamento dos mecanismos e políticas vigentes, além de soluções inovadoras que permitam expansão de longo prazo do setor energético, garantindo o fornecimento de energia com critérios de segurança energética, de retorno adequado aos investimentos, de disponibilidade de acesso à população e socioambientais. Já no cenário “Estagnação” são analisadas as consequências de o consumo de energia per capita manter-se inalterado. Desta forma, não há preocupação iminente em termos de expansão da capacidade para atendimento da demanda de energia, e o foco volta-se a outras questões, como, por exemplo, o perfil mais adequado da matriz energética nacional.

O cenário que prevê expansão apresenta taxa de crescimento médio de 2,2% a.a., chegando a 2050 com pouco mais do que o dobro do consumo final de 2015, com crescimento mais acelerado nos primeiros quinze anos, com taxa média superior a 2,5% a.a., e considera crescimento médio do PIB de 3,1% a.a. e de 2,8% do PIB per capita. Por sua vez, no cenário “Estagnação”, o crescimento do consumo final de energia aumenta pouco mais de 10% no período analisado.

Apesar da incerteza sobre a evolução do setor no longo prazo, o relatório identifica que o potencial energético do Brasil supera muito a demanda de energia total estimada para o período, o que cria o desafio de administrar a abundância de recursos e as implicações econômicas decorrentes de o País vir a ser um grande produtor de energia a partir de fontes diversas.

Os estudos do PNE apontam potencial energético de quase 280 bilhões de tep (tonelada equivalente de petróleo) até 2050. Ao longo de 35 anos, o potencial anual de recursos não renováveis é da ordem de 21,5 bilhões de tep, e de 7,4 bilhões de tep o de recursos renováveis. Já a demanda de energia cresce de 300 milhões de tep para cerca de 600 milhões de tep e, durante 35 anos, essa trajetória representa uma demanda de energia total acumulada no período equivalente a pouco menos de 15 bilhões de tep, o que denota a enorme diferença entre o potencial de recursos e a demanda de energia estimada (figura 1).

Fig. 1 – Comparação entre potencial de recursos e demanda de energia no horizonte do PNE 2050

 

O aproveitamento dos recursos depende da viabilidade técnica e econômica, levando em consideração aspectos tecnológicos, legais, regulatórios, ambientais, sociais e governamentais. De acordo com o documento, por conta dessas variáveis, há recursos mais facilmente aproveitáveis e outros menos. Contudo, só a parcela dos recursos mais facilmente acessíveis excede em 60% a demanda de energia total acumulada do período. O grupo constituído pelos recursos com maiores desafios para aproveitamento soma cerca de 255 bilhões de tep, sendo pouco mais de 10 bilhões de recursos não-renováveis. Já os recursos renováveis, cujo potencial mais desafiador alcançaria quase 245 bilhões de tep até 2050, seriam compostos pelas usinas hidrelétricas (UHE) que apresentam interferências em áreas protegidas, o potencial de eólica offshore em áreas com até 200 milhas de distância da costa, exceto as áreas até 10 km, e o potencial de solar fotovoltaica offshore que considera a área com faixa de irradiação de 6,5 a 6,8 kWh/m².dia. A estimativa do potencial técnico de geração fotovoltaica flutuante é de cerca de 4443 TWh/ano.

O grupo com maior facilidade de aproveitamento totaliza pouco mais 24 bilhões de tep, sendo 11 bilhões de tep de recursos não-renováveis. No caso dos recursos renováveis, que alcançam 13 bilhões de tep, são incluídas: as UTEs a biomassa, as UHEs que não apresentam interferências em áreas protegidas, a solar fotovoltaica e a eólica onshore, as PCHs e o potencial de eólica offshore considerando as áreas com até 10 km de distância da costa.

 

Consumo de energia elétrica

Sobre o consumo de energia elétrica, o documento projeta que no cenário “Desafio da Expansão” o crescimento potencial (que engloba o consumo atendido pela rede, pela autoprodução, pela geração distribuída e o estimado antes da retirada dos ganhos de eficiência energética) atingirá 3,5% ao ano em média entre 2015 e 2050, alcançando cerca de 240 mil MWmédios (ou pouco mais de 2100 TWh) (figura 2). Deste total, estima-se que cerca de 5% do consumo potencial serão atendidos por geração distribuída, representando quase 11 mil MWmédios, e 7% (ou 16 mil MWmédios) por autoprodução. A estimativa é de que a eficiência energética aumente de forma significativa no período, devendo atingir 17% do total requisitado em 2050, ou pouco mais de 40 GWmédios (aproximadamente 360 TWh).

Fig. 2 – Evolução do consumo de energia elétrica

 

No cenário “Estagnação’, a taxa média projetada de crescimento do consumo potencial de energia elétrica é de 1% ao ano entre 2015 e 2050, atingindo-se um valor pouco abaixo de 100 mil MWmédios (ou pouco menos de 870 TWh) ao fim do período, decorrentes de uma menor expansão econômica e modesto crescimento populacional. Deste total, a participação da autoprodução aumenta para 14% (ou 13 mil MWmédios) e para 7% a da geração distribuída, representando quase 6 mil MWmédios, enquanto a eficiência energética responde por 10% do total requisitado em 2050, o que equivaleria a pouco menos de 10 mil MWmédios.

A necessidade de atendimento da demanda de eletricidade através de geração centralizada atinge cerca de 172 mil MWmédios no cenário de expansão, o que equivale a cerca de 2,5 vezes o consumo observado em 2015 (figura 3). Esse crescimento pode ser ainda maior caso as perspectivas de expansão mais acelerada de GD, autoprodução, energia solar térmica e eficiência energética neste cenário não se concretizem. Já no cenário “Estagnação’, a perspectiva é de a geração centralizada continue entre 65 mil e 70 mil MWmédios, o que representa aproximadamente 2/3 do requisito total de energia em 2050, não apenas pelo crescimento mais modesto associado a este cenário, mas também a um aumento da participação relativa de autoprodução e GD.

Fig. 3 – Evolução da demanda de energia elétrica a ser atendida por geração centralizada

 

Fontes de energia elétrica

As principais fontes consideradas como alternativas de expansão no PNE são a hidrelétrica, biomassa, eólica, solar, gás natural, carvão mineral e nuclear. Hoje as fontes renováveis fazem com que o Brasil tenha um dos maiores níveis de participação de energia renovável do mundo, com cerca de três quartos da matriz elétrica. Para manter a elevada participação de renováveis e as baixas emissões no longo prazo, o aproveitamento hidrelétrico ainda representa um elemento importante de ampliação de oferta de energia elétrica no sistema interligado nacional, descreve o documento, em função das sinergias com outras fontes renováveis, flexibilidade operativa e capacidade de armazenamento de energia em seus reservatórios.

O levantamento indica potencial hidrelétrico de 176 GW, sendo 108 GW em operação e construção até 2019 e 68 GW de potencial hidrelétrico inventariado. Neste montante, estão incluídas as UHEs e os projetos hidrelétricos menores de 30 MW que se encontravam com estudos de inventário concluídos e aprovados pela Aneel.

Além de um potencial de 10 GW considerado, relativo a repotenciação, o montante de projetos de UHEs pode ser ampliado por meio de integração energética com países da América do Sul: 10 GW em projetos binacionais e 24 GW em outros projetos internacionais. Isso elevaria o potencial total para 198 GW, aqui sem considerar os projetos menores de 30 MW, que somam 22 GW.

Segundo o estudo, com a redução relativa da capacidade de armazenamento do sistema frente ao crescimento da demanda e a crescente penetração das fontes renováveis de geração variável não controlável, como a eólica e a fotovoltaica, a possibilidade de flexibilidade operacional das hidrelétricas vem ganhando importância. Isto porque as hidrelétricas, mesmo as usinas a fio d’água, possuem um certo grau de gestão dos recursos e, consequentemente, possibilidade de atendimento a requisitos de capacidade, flexibilidade, e diversos serviços ancilares.

O documento aponta que, mesmo em um cenário com elevação significativa da demanda de energia elétrica no horizonte analisado, como o potencial inventariado disponível das UHEs é relativamente pequeno (52 GW), a fonte reduzirá sua participação relativa na matriz elétrica no horizonte até 2050. Em termos de capacidade instalada, a participação relativa pode cair de 64% em 2015 para 31% em 2050, compensada por uma expansão de 15% para 45% da participação relativa de outras fontes renováveis (biomassa, eólica e solar), cuja baixa despachabilidade enseja também uma expansão de complementação de potência de mais de 60 GW no horizonte.

Ao simular o caso em que nenhum projeto de UHE com interferência em áreas protegidas é disponibilizado, o acréscimo de capacidade das UHEs selecionadas cai quase 30 GW em 2050 em relação ao caso em que todo o potencial inventariado é utilizado. Neste cenário, há necessidade de expandir o conjunto restante de fontes, cuja participação relativa na capacidade instalada total deve subir para mais de 50%. Com isso, aumenta-se também a necessidade de potência complementar para 67 GW.

No cenário “Desafio da Expansão”, em que a demanda de energia elétrica em 2050 é três vezes maior do que em 2015, e dada a maior competitividade relativa das chamadas fontes renováveis não controláveis, espera-se uma expansão significativa da fonte eólica. Simulações apontam que a energia eólica atingirá de 110 a 195 GW em termos de capacidade instalada e entre 50 e 85 GW médios em termos de energia em 2050, denotando sua crescente importância na matriz elétrica no horizonte: em torno de 22% a 33% da capacidade instalada total ou de 27% a 40% em termos de energia total. A capacidade instalada total de eólica em 2050 pode ainda superar 200 GW se considerados casos especiais, como expansão 100% renovável e frota 100% elétrica – nessas situações, os projetos eólicos atingem em torno de 209 GW e 246 GW, respectivamente, correspondendo a uma participação eólica entre 36% e 42% da capacidade instalada total do sistema em 2050.

Por sua vez, a energia solar vem sendo a fonte que apresenta o maior incremento de capacidade instalada anualmente no mundo, de acordo com estudo da Irena - Agência Internacional de Energia Elétrica, em função principalmente de preços decrescentes verificados nos últimos anos, à robustez tecnológica tendo em vista projetos com mais de 30 anos em funcionamento, o vasto potencial técnico existente e a não emissão de gases de efeito estufa durante a operação dos parques.

O Brasil, por sua localização geográfica, recebe elevados índices de incidência da radiação solar, o que permite desenvolver projetos solares viáveis em diferentes regiões. Desta forma, de acordo com o relatório, a fonte solar fotovoltaica se apresenta como alternativa competitiva no fornecimento de energia, podendo contribuir com os compromissos nacionais de redução de gases de efeito estufa. O País conta com potencial de 307 GWp na faixa de irradiação 6000-6200 Wh/m².dia.

Assim como no caso da fonte eólica, o PNE prevê uma expansão significativa da fonte solar fotovoltaica por conta da perspectiva de evolução de sua competitividade no horizonte de 2050. Na maior parte dos casos, e levando em conta apenas a geração centralizada, a fonte solar fotovoltaica atinge entre 27 a 90 GW em termos de capacidade instalada e entre 8 a 26 GW médios em termos de energia em 2050, assumindo em torno de 5% a 16% da capacidade instalada total ou de 4% a 12% em termos de energia total em 2050, sem contar a parcela de GD FV na matriz (figura 4). Tal expansão ocorre predominantemente nas últimas décadas do horizonte, quando a fonte apresenta maior competitividade. Adicionalmente, nota-se que a fonte solar deve preencher a limitação na expansão das UHEs em termos de capacidade instalada.

Fig. 4 - Evolução esperada da expansão (centralizada) da solar FV no cenário Desafio da expansão

 

Além disso, a capacidade instalada total centralizada de solar fotovoltaica em 2050 pode ser superior a 100 GW se ela for utilizada em substituição à expansão da eólica (no caso analisado, alguma eventual restrição que impeça sua capacidade instalada total de ultrapassar 50 GW em 2050) ou quando a expansão da transmissão estiver limitada (no caso extremo analisado, aos leilões até 2019). Nesses dois casos, a capacidade instalada referente aos projetos fotovoltaicos na geração centralizada atinge em torno de 95 GW e 190 GW, respectivamente. Tais valores correspondem a uma participação da solar centralizada entre 18% e 30% da capacidade instalada total do sistema em 2050.

A geração distribuída, em que a fonte solar fotovoltaica representa pouco mais de 85% da capacidade instalada no fim do horizonte, por conta da sua modularidade, custo decrescente e difusão da tecnologia entre a sociedade, alcançaria entre 28 GW e 50 GW em 2050, o que representaria de 4% a 6% da carga total.

 

Transição energética: descentralização, descarbonização e digitalização

O documento aborda ainda a transição energética, caracterizada principalmente pela descarbonização e descentralização dos recursos energéticos e a maior digitalização na produção e uso da energia. Nesse contexto, há estímulos ao uso mais eficiente dos recursos energéticos e à redução da participação de combustíveis mais intensivos em emissões de carbono, bem como à eletrificação em processos de conversão de energia, além de maior automação e digitalização de processos, controles e serviços, possibilitando o aumento da eficiência energética e a maior participação de fontes renováveis não-despacháveis, como eólica e solar.

A previsão é de que a transição energética tenha como base a eletrificação (sobretudo renovável), os biocombustíveis, a eficiência energética (catalisada pela digitalização) e o gás natural. Se ampliarem sua competitividade, é previsto que as baterias também tenham um papel fundamental, sobretudo para garantir a confiabilidade do sistema elétrico. O hidrogênio também assume participação na transição energética, pois, segundo o estudo, muitas das fontes renováveis de energia elétrica são intermitentes e diversos setores de consumo dificilmente serão atendidos por eletricidade ou biocombustíveis. Dentre as alternativas para produção de hidrogênio, a rota verde (de eletrólise da água a partir de fontes renováveis de eletricidade) é considerada como a de maior relevância internacional e o Brasil é reconhecido mundialmente como um potencial grande player nesse segmento, de acordo com o PNE.

No que tange à descarbonização, os desafios aqui incluem  o aproveitamento dos recursos renováveis do País e a incorporação de novas alternativas que reduzam a intensidade de carbono na economia, tais como eficiência energética, resposta da demanda, recarga inteligente e smart grid, além de considerar o uso de biocombustíveis, as possibilidades de eletrificação dos transportes e o desenvolvimento de cidades inteligentes. As recomendações do estudo são: remover as barreiras que atualmente impedem a implantação das atividades de mitigação de baixo custo, em particular as de eficiência energética, avaliar alternativas para o posicionamento nacional em negociações internacionais sobre combate às mudanças climáticas e estabelecer monitoramento das políticas públicas voltadas à descarbonização da matriz energética brasileira, além de estruturar novos produtos, fomentar ações de eficiência energética e inovação, entre outras ações.

Em relação à descentralização, o relatório identifica que, além dos recursos energéticos distribuídos (RED), com destaque para a geração fotovoltaica distribuída, tem-se a propagação de sistemas digitais que possuem autonomia para tomar decisões de forma descentralizada na chamada Indústria 4.0 e também a utilização do blockchain, que usa a descentralização como medida de segurança e potencializa a realização de transações peer-to-peer. O documento prevê que as novas possibilidades criadas pelas mudanças tecnológicas ampliarão de forma significativa a oferta de serviços no setor elétrico. Além disso, permitirão que novos provedores de serviços, incluindo consumidores e prossumidores, tenham papel cada vez mais ativo no setor elétrico. Entre os desafios impostos, o documento destaca que a inserção dos RED implica maior quantidade de agentes e requer um papel cada vez mais proativo das transmissoras e distribuidoras na gestão e operação das redes. Com o aumento da descentralização dos recursos energéticos haverá uma necessidade crescente de troca de informações em tempo real entre os agentes para que seja possível orientar, através de sinais de preços, a utilização destes recursos a fim de maximizar os benefícios sistêmicos. Outro desafio apontado é criar desenhos de mercados que permitam que o valor dos serviços reflita as restrições das redes e os momentos de escassez de recursos. O documento aponta a necessidade de estabelecer um roadmap com expectativas sobre troca de informações em tempo real e o nível de granularidade necessários para cada fase do desenho de mercado que se deseja obter, para ajudar os participantes a se prepararem para essas novas etapas. Outra recomendação é separar serviços em diferentes agentes para que a distribuidora possa focar nas atividades de operação em um modelo de remuneração dos serviços de distribuição que não seja vinculada à compra de energia. São elencados ainda desafios tecnológicos relacionados à integração entre provedores de serviços de distribuição e transmissão e a necessidade de estabelecimento de obrigações, benefícios e penalidades para consumidores, produtores e agregadores, visando a otimização sistêmica, entre outros aspectos.

No quesito digitalização na produção e uso de energia, é previsto que as redes inteligentes permitirão melhor controle dos ativos e do seu desempenho, análise de dados a partir da operação do sistema e um sistema elétrico mais responsivo a variações de preços, além de melhor aproveitamento de novas tecnologias (GD, resposta da demanda, armazenamento e veículos elétricos), mas, de acordo com o PNE, podem surgir problemas de coordenação entre diversos atores em relação à confiabilidade no fornecimento. Por outro lado, a digitalização pode auxiliar na operação confiável e eficiente num cenário de maior relevância do consumidor no funcionamento do sistema. Nesse sentido, a implantação dos medidores inteligentes, ao propiciar o fluxo bidirecional de energia, melhor gerenciamento do perfil de consumo e possibilitar a resposta da demanda, é uma das variáveis-chave para a descentralização da operação do sistema elétrico.

O relatório aponta que a crescente digitalização na produção e uso de energia possibilitará novas oportunidades de negócios, estrutura tarifária e preços mais eficientes e o gerenciamento mais adequado dos diversos perfis de consumos. Por suas alterações profundas, o documento alerta sobre a necessidade de acompanhar o ritmo de implantação de medição inteligente e monitorar o possível impacto das novas tecnologias (IoT, computação na nuvem, big data, data analytics, inteligência artificial, blockchain, etc.) e os novos desafios, como a vulnerabilidade a ataques cibernéticos, custo da segurança da informação, e o novo papel da operação centralizada na integridade do sistema elétrico.

Ainda de acordo com o PNE, a digitalização tem o potencial de construir novas arquiteturas de sistemas interconectados de energia, criando a necessidade de um marco regulatório e um desenho de mercado que distribuam os custos e benefícios de forma adequada por meio de incentivos corretos para operadores, consumidores e produtores.

 

Papel do consumidor

Outro ponto destacado no PNE 2050 é a mudança do papel do consumidor em função dos avanços tecnológicos e novos modelos de negócios. Mais informações sobre padrões de consumo resultantes de novas tecnologias devem fortalecer do engajamento do consumidor ao mesmo tempo em que possibilita a oferta de novos produtos/serviços. Ou seja, a nova infraestrutura (associada à digitalização), a descoberta das preferências individuais do consumidor e da necessidade de adequação dos desenhos de mercado e regulação deverão gerar novos modelos de negócio, aumentando a diversidade de agentes.

Neste contexto, o PNE alerta que, para otimizar o aproveitamento dos recursos energéticos do País, as políticas públicas devem considerar não apenas o crescimento do consumo de energia, mas também o novo comportamento do consumidor. Entre os desafios apontados no estudo, estão a necessidade de maior clareza regulatória e segurança jurídica e o aumento da complexidade do sistema.