Energia

Geração de energia e expansões de transmissão para demandar US$ 58 bilhões

A expansão dos segmentos de geração e transmissão de energia do Brasil está projetada para demandar até 318 bilhões de reais (US$ 58 bilhões) até 2031, de acordo com a versão preliminar do plano de desenvolvimento de energia (PDE) publicado pela EPE .

O cenário base da empresa de pesquisa energética para ampliar a oferta ao longo da década aponta para um total de cerca de 43 GW, demandando 191,8 bilhões de reais, com predominância de termelétricas, que correspondem a quase 60% do total.

As fontes renováveis, principalmente eólica e PCH centralizada, também são relevantes, além da solar fotovoltaica, que tem um crescimento expressivo na geração distribuída.

Para operar o sistema no mesmo período serão necessários R$ 151 bilhões. 

O crescimento médio anual da carga do sistema interligado nacional, incluindo micro e minigeração distribuída (MMGD) é de 2.750MWa no período, com taxa de crescimento anual composta (CAGR) de 3,2%. 

O cenário de projeção da MMGD considera uma penetração de cerca de 37GW de potência instalada (e 7.100MWa) até 2030. 

Entre outros recursos disponíveis para expansão do sistema, a EPE destacou usinas híbridas, combinando fontes eólicas e solares, usinas solares flutuantes, eólica offshore, pequenas centrais hidrelétricas e bioeletricidade, principalmente a partir do bagaço da cana.

Mencionou também as termelétricas a biomassa, GNL importado e abastecido com gás nacional, além da modernização das hidrelétricas e extensão da vida útil das usinas nucleares Angra 1 e 2, além da entrada em operação de Angra 3. 

O governo também planeja adicionar uma usina nuclear de 1.000 MW no sudeste ou centro-oeste em 2031. 

Em relação ao hidrogênio, a EPE disse que a oferta do combustível para geração elétrica não deve amadurecer na próxima década. 

Assim, a penetração no mercado doméstico dependerá de políticas públicas de incentivo, bem como de restrições ou precificação das emissões de gases de efeito estufa, com maiores oportunidades em setores de difícil descarbonização. 

O hidrogênio pode ter efeitos significativos no mercado de energia elétrica, seja impulsionando novos projetos de geração renovável ou como vetor energético para armazenamento e geração. De qualquer forma, os projetos em andamento também impactarão o planejamento da transmissão, seja como carga ou geração, dada sua magnitude. 

TRANSMISSÃO 

O sistema de transmissão deverá aumentar de 175,2 mil km de linhas para 208,9 mil km e de 421,9 mil MVA para 539 mil MVA em capacidade de transformação entre 2022 e 2031.  

O cenário otimista envolve um investimento total de R$ 126 bilhões até 2031. Já os cenários de referência e pessimista envolvem investimentos menores em torno de R$ 101 bilhões e R$ 51,8 bilhões, respectivamente.  

Com relação aos intercâmbios regionais, a capacidade exportadora do  Nordeste aumentará em 150%, de 6GW para 15GW, refletindo o crescimento da geração renovável (eólica e solar). A capacidade de importação aumentará de 7 GW para 11 GW. 

A capacidade total de exportação do Norte e Nordeste passará de 11,8 GW para 21 GW. As importações do sul para o sudeste saltarão de 10,5 GW para 13,4 GW e do sudeste para o sul de 10,1 GW para 13,4 GW. 

Além do projeto binacional de Itaipu com o Paraguai, o Brasil também possui interconexões elétricas com Argentina, Uruguai e Venezuela. 

A possibilidade de modernização ou ampliação dessas interconexões, e até mesmo desativação de alguns dos atuais pontos de interconexão, vem sendo analisada conjuntamente pela EPE e pela operadora nacional de rede ONS nos últimos anos em resposta a solicitações do Ministério de Minas e Energia ( MME ).

O contrato firmado entre Brasil e Venezuela terminou em 2021 e, no momento, o MME estuda a manutenção ou desativação da linha de transmissão Boa Vista-Santa Elena e a manutenção da subestação Boa Vista. 

A EPE destacou que um grande desafio nos próximos anos será a substituição da infraestrutura do sistema elétrico envelhecido. A previsão é que essas atividades exigirão um investimento potencial de R$ 56 bilhões em ativos ao final de sua vida útil regulatória. 

O PDE também destaca que o armazenamento de energia em escala compatível com as instalações da rede básica deve ser visto como uma alternativa ou complemento à expansão convencional do sistema de transmissão, aumentando consideravelmente o bem-estar dos consumidores em custo e confiabilidade.

CONSUMO

Ainda afetado pela recuperação da crise do COVID-19, o consumo final de energia do Brasil deverá crescer 2,6% ao ano no primeiro quinquênio, saltando de 261Mtep (milhões de toneladas equivalentes de petróleo) para 297Mtep.

As taxas são mais modestas depois, com cerca de 2,3% ao ano, de modo que entre 2021 e 2031, o consumo cresce em média 2,5% ao ano, atingindo 333Mtep. 

A intensidade energética deverá diminuir até 2031, influenciada pela perda de participação das indústrias energointensivas e pelos ganhos de eficiência energética, bem como pela mudança nos setores  consumidores  de energia.

A indústria reduzirá a ociosidade e manterá sua participação no consumo final de energia até 2031 relativamente estável, em torno de 32%.

No ranking dos maiores consumidores de energia, o setor de transportes ainda se destaca, com quase 32% de participação de 2021 a 2031. 

A eletricidade e o gás natural ganharão importância para o consumo final, com crescimento médio de 3,5% e 4,9% ao ano, respectivamente. 

Os derivados de petróleo continuarão sendo a principal fonte de energia final, com crescimento médio anual de 1,6% até 2031. Parte de seu mercado potencial é ocupado por etanol hidratado e biodiesel, principalmente no setor de transportes. 

A lenha e o carvão vegetal também estão perdendo participação, em benefício de fontes com melhores rendimentos.

Quanto aos biocombustíveis, os de maior importância no consumo final de energia são o etanol (4,1% ao ano), a soda cáustica (2,8%) da produção de celulose e o biodiesel (3,7%).

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