Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 3 Diretor Presidente Celso Knoedt Diretores Alessandra Alves Patricia Quintão Rosely Maximo Editora Executivo Rosely Máximo Redatores Ana Luisa Egues Celso Chagas Chico Santos Esther Obriem Fernanda Legey Fernanda Nunes Laren Aniceto Marcelo Furtado Nelson Valencio Sabrina Lorenzi Colunistas Bruno Armbrust, Claudio Sales, Edmar de Almeida, Eduardo Tobias, Frederico Accon, Gonçalo Pereira , Heitor Paiva, Ieda Gomes, Jerson Kelman, Luiz Eduardo Barata, Luiz Henrique Sanches, Magda Chambriard, Márcio Avila, Marcus D’Elia, Mariana Mattos, Osmani Pontes, Paula Kovarsky, Paulo Cunha,Telmo Ghiorzi, Thiago Bao Ribeiro, Wagner Victer, Zilmar de Souza Tratamento de Dados Mauricio Fagundes Programação Visual Ana Beatriz Leta Rafael Quintão ASSINATURAS Assinaturas Alessandra Alves assinaturas@brasilenergia.com.br Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 A e-revista Brasil Energia é uma publicação aberta, suportada unicamente por seus patrocinadores e anunciantes. Publicada desde março de 1982, disponibiliza um acervo, a maior parte digital, de mais de 40 anos registrando os principais fatos e cenários do setor energético brasileiro Você também pode querer assinar uma das nossas publicações especializadas e receber como bônus acesso antecipado ao conteúdo da revista Brasil Energia: • Brasil Energy: Anual, R$ 1.575; Mensal, R$ 150 • Cenarios Eólica: Anual, R$ 1.390 • Cenarios Gás: Anual, R$ 1.390 • Cenarios Petróleo: Anual, R$ 1.390 • Cenarios Solar: Anual, R$ 1.390 • EnergiaHoje: Anual, R$ 1.220; Mensal, R$ 120 • PetroleoHoje: Anual R$ 1.220; Mensal R$ 120 Atendimento ao assinante Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 PUBLICIDADE Paula Amorim publicidade@brasilenergia.com.br Rio de Janeiro Bianca Bandeira - (21) 99698-0274 Lúcia Ribeiro - (21) 97015-4654 São Paulo Alex Martin - (11) 99200-0956 Fernando Polastro - tel/fax: (11) 5081-6681 EDITORA BRASIL ENERGIA LTDA RUA CONSELHEIRO SARAIVA, 28 SALA 601 20091-030 - RIO DE JANEIRO Tel (21) 3503-0303 Jornalismo e “Colunismo” com foco no leitor O setor energético no Brasil e no mundo avança num ritmo frenético de mudanças e 2024 não vai ser diferente. As demandas por descarbonização para atender as metas dos acordos internacionais, especialmente num segmento “demonizado” como o de petróleo e energia, e ainda num cenário com duas guerras sem prazo para acabar, impõe transformações urgentes na forma de gerar e consumir energia. Por conta dessas demandas, o investimento em tecnologia e inovação e a regulamentação de marcos legais para incluir fontes novas na matriz invade o setor, se entrelaçando com questionamentos desafiadores. Como descarbonizar a geração energética com tantos ainda sem acesso à energia no mundo? É possível ter desenvolvimento sem o uso de combustíveis fósseis? De onde virá tanta energia para minerar e produzir as baterias que vão garantir segurança para o consumo em massa das fontes renováveis intermitentes? Para fomentar o debate e trazer luz a tantos desafios, a Brasil Energia incorpora ao seu time de jornalistas especializados um novo corpo de colunistas, formado por 22 especialistas nas diferentes áreas que afetam o setor. Com orgulho e reverência pelo compromisso de compartilhar com nossos leitores seu aprofundado conhecimento, apresentamos, na página 6, esse board de alto nível, com nomes como Bruno Armbrust, Claudio Sales, Edmar de Almeida, Eduardo Tobias, Frederico Accon, Gonçalo Pereira, Heitor Paiva, Ieda Gomes, Jerson Kelman, Luiz Eduardo Barata, Luiz Henrique Sanches, Magda Chambriard, Marcio Avila, Marcus D’Elia, Mariana Mattos, Osmani Pontes, Paula Kovarsky, Paulo Cunha, Telmo Ghiorzi, Thiago Bao Ribeiro, Wagner Victer e Zilmar de Souza. Nessa edição trazemos 14 análises, mas todos os artigos estarão sempre disponíveis no site da Brasil Energia, abertos a leitores assinantes e não assinantes, com divulgação em nossas redes sociais e em newsletter dedicada, enviada aos nossos assinantes uma vez por mês. Termino esta carta convidando a todos a conhecer o conteúdo dessa edição, que traduz o movimento intenso do setor em busca de crescimento sustentável com menos emissões. E a acompanhar as análises dos nossos colunistas, para os quais dou boas-vindas e agradeço imensamente a parceria, em nome de toda a equipe da Brasil Energia. Boa leitura! Rosely Maximo Editora executiva
4 Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 acesse nossas redes sociais Editora Brasil Energia BrasilEnergiaEditora editorabrasilenergia @brasilenergia @brasilenergia edição 485 sumário petróleo 08 Após um ano em Albacora Leste, PRIO planeja perfurar mais nove poços no campo 39 Carmo Energy rumo aos 10 mil barris/dia 43 3R registra aumento de 175% na produção de 2023 46 Seacrest aumenta produção em 20,7% em 2023 51 Oportunidades com o descomissionamento 53 P-33 chega ao Porto do Açu para pré-descomissionamento 54 Shell conclui desconexão dos risers dos campos de Bijupirá e Salema 55 Petrojarl I será descomissionado pela Enauta e pela Altera 76 Investimentos em produção podem ultrapassar R$ 500 bilhões nos próximos cinco anos biocombustível 16 Raízen avança com projetos de etanol de 2ª geração hidroeletricidade 22 Estudo da Coppe conclui que Belo Monte produz baixa emissão de CO2 tecnologia e inovação 34 Governo federal lança programa de mobilidade “verde” e inovação 87 Petrobras e parceiros em Mero vão investir U$ 1,7 bi no Hisep até 2028 transmissão 60 Primeiro leilão do ano inclui mais de 6 mil km de linhas
colunistas refino 66 Rnest faz revamp do Trem 1 e programa obras no Trem 2 empresas 98 Aquisições, joint ventures e investimentos: veja o que foi destaque nos negócios nomes 73 As nomeações nas empresas 37 EDMAR DE ALMEIDA Desafios e oportunidades para transição energética nas cidades 97 CLAUDIO SALES Escassez e Abundância: dois lados da aleatoriedade de nossas fontes energéticas 57 BRUNO ARMSBRUST Queremos abrir o mercado de gás? Precisamos falar sobre os contratos legados 49 IEDA GOMES Incentivos governamentais e projetos de hidrogênio de baixo carbono 29 LUIZ EDUARDO BARATA Um novo momento de colaboração entre os consumidores de energia e o Congresso Nacional 79 MÁRCIO ÁVILA Aspectos jurídicos da Taxa de Controle, Monitoramento e Fiscalização das Atividades de E&P no RJ 84 PAULO CUNHA Alcançarmos salvação climática sem co-opetição? 71 MAGDA CHAMBRIARD Ampliação do Parque de Refino por quê? 15 OSMANI PONTES Pré-sal, tecnologia e mudança estrutural 28 JERSON KELMAN O papel das usinas reversíveis 91 TELMO GHIORZI O Hisep e a neoindustrialização 85 WAGNER VICTER A bola da vez do setor elétrico brasileiro será a armazenagem 21 ZILMAR SOUZA Bioeletricidade bateu recorde de produção em 2023 e tem oportunidades para avançar 95 THIAGO BAO RIBEIRO A Geração Distribuída Compartilhada: a Aneel desenha o futuro da GD no Brasil eletromobilidade 81 ABVE: vendas de elétricos poderão passar de 150 mil unidades este ano eólica 92 Complexo Babilônia Centro vai receber R$ 3,2 bilhões do BNDES entrevistas 12 Francilmar Fernandes, da PRIO 30 Angela Gomes, da PSR
INFORMAÇÃO ANÁLISE + Marcio Avila Marcus D‘Elia Mariana Mattos Heitor Paiva Ieda Gomes Jerson Kelman Thiago Bao Telmo Ghiorzi Wagner Victer NOSSO CONTEÚDO AINDA MAIS FORTE EM 2024 A Brasil Energia apresenta os Colunistas que continuarão a enriquecer e aprofundar o conteúdo oferecido por nosso time de Jornalistas aos Assinantes e Leitores em 2024. Clique e descubra os artigos de cada Colunista e explore seus perfis completos em suas páginas.
Bruno Armbrust Eduardo Tobias Claudio Sales Frederico Accon Edmar de Almeida Gonçalo Pereira Luis Barata Luiz H. Sanches Magda Chambriard Paulo Cunha Osmani Pontes Paula Kovarsky Zilmar de Souza
8 Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 petróleo Após um ano em Albacora Leste, Prio planeja perfurar mais nove poços no campo A empresa quer expandir a produção de 35 mil barris/ dia para 60 mil barris/dia após a manutenção de poços paralisados e da perfuração de novos. No meio do caminho, vai intensificar a contratação de equipamentos em 2025, a maior parte deles de subsea. | POR FERNANDA NUNES | Quem desembarca no FPSO Forte (antes P-50) – instalada no campo de Albacora Leste – encontra “uma indústria de petróleo dentro de outra”, como define Francilmar Fernandes, diretor de Operações da petrolífera Prio, operadora do ativo. A unidade e toda estrutura associada a ela fizeram parte, no passado, de uma história de resultados grandiosos no pós-sal da Bacia de Campos.
Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 9 O cenário hoje é outro, de estender ao máximo a vida útil do reservatório, já em fase madura. A empresa programa triplicar o fator de recuperação da área. Em visita à plataforma, a equipe de reportagem da Brasil Energia se deparou com uma unidade em recuperação avançada, após um ano desde que a empresa assumiu definitivamente a operação, originalmente da Petrobras. A ANP deu o aval à transferência de Albacora Leste no dia 26 de janeiro de 2023, um negócio de US$ 2,2 bilhões. O FPSO, com 180 mil barris/dia de capacidade, teve a produção iniciada em 2006, a 120 km da costa fluminense. Naquele ano, o Brasil conquistou a autossuficiência em petróleo e Albacora Leste, onde foi descoberto o pré-sal, fazia parte dessa história. Mas, em 2022, quando foi vendido à Prio pela Petrobras, a fotografia do campo já havia mudado. A gestão da estatal, na époFPSO Forte (ex-P-50), de Albacora Leste: produção de 35 mil bpd de 10 poços produtores Foto: PRIO
10 Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 petróleo ca, havia decidido concentrar seus investimentos em áreas de maior porte do pré-sal e dispender menos esforços no pós-sal da Bacia de Campos. A produção de Albacora Leste estava reduzida a 30 mil barris/dia e o seu fator de recuperação a 10%. A meta da Prio é elevar esse índice a 35%. Fernandes conta que os primeiros seis meses após a assinatura do contrato com a Petrobras foram consumidos no reconhecimento das estruturas e operações. A virada aconteceu com a autorização da ANP, há um ano. A partir daí, a produção engrenou e o projeto ganhou ritmo, segundo ele. Atualmente, são extraídos 35 mil barris/ dia, a partir de 10 poços produtores. Em 2024 não haverá aumento de produção. “Focaremos no andamento da unidade, em compensar o declínio”, afirmou o executivo. A expectativa é que a curva de produção comece a subir em 2025 e atinja o pico no fim do ano que vem ou início de 2026. “Costumamos ser mais conservadores, mas, vez por outra, somos surpreendidos pela equipe, que consegue dar resultados mais rápidos”, disse. Um programa de revitalização prevê a reparação de poços paralisados por problemas de manutenção, a partir do segundo semestre deste ano. A fase seguinte será de construção de sete a nove poços, de produção e injeção, o que vai acontecer no ano que vem e no próximo. Esses números, no entanto, ainda podem ser revisados. “A manutenção pesada continua, mas já sabemos o que fazer. Tem muita coisa em processo avançado de aquisição, de chegada de material. É só uma questão, agora, de repor e reparar. A fase atual é de se preparar para a campanha de revitalização”, disse Fernandes. O esperado para este ano é solucionar cerca de 80% dos principais problemas e definir o plano de revitalização. Atualmente, está sendo feita uma interpretação sísmica, que vai gerar novos mapas da área para identificar potenciais. A partir daí, serão definidos os locais de perfuração dos novos poços. “No fim desse trabalho, pode ser que a gente tenha uma revisão desse plano, com a definição de mais poços. Vamos ter mais concretude e expectativa de produção, do número de poços e investimento final”, adiantou o diretor de Operações. A intenção da Prio é ser assertiva na definição das áreas de perfuração dos poços, “Tem muita coisa em processo avançado de aquisição, de chegada de material.”
Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 11 mas se forem identificados reservatórios, novas perfurações serão determinadas. “Muitas vezes, começamos com um número e depois crescemos”. Em Frade, o desenho inicial era de perfuração de três poços. Mas o projeto demonstrou produtividade e se mostrou mais econômico do que o esperado. Com as informações colhidas, sete poços foram perfurados de uma vez só. A ideia é repetir o conhecimento e a experiência em Albacora Leste”, ressaltou o executivo. A projeção, por enquanto, é chegar a uma produção de até 60 mil barris/dia no fim da campanha. Até lá, a Prio fará uma série de contratações, a maior parte delas será de subsea e outra, de topside. Uma fatia dos materiais de poços será aproveitada do que a empresa já possui e outra será adquirida. A perfuração deve ser feita pela sonda da empresa, a Hunter Queen. Num cenário de inflação do mercado, o plano é balancear as aquisições para não ficar exposta e ter o custo comprometido. “Algumas coisas a gente tem dentro de casa e outras não, vamos ter que comprar mesmo e procurar a melhor condição. Mas não serão contratos grandes, de EPCI (engenharia, aquisição, construção e instalação, na sigla em inglês). O melhor é fazer devagarzinho do que ter um grande projeto, ainda mais nesse momento”, afirmou Fernandes. A opção da Prio tem sido por aquisições específicas para cada item. Parte dos bens pode ser comprada no exterior, de fornecedores de diferentes tamanhos, que não estejam disputando grandes contratos, como os do pré-sal. “Não é possível concorrer com projetos gigantes. Não há apetite. Tem que ter outras camadas de fornecedores”, disse. Foto: PRIO Sala de controle do FPSO: PRIO pretende aumentar fator de recuperação do campo de 10% para 35%
12 Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 entrevista Francilmar Fernandes “A Prio deve ampliar de 40% a 50% a sua produção” Confirmadas as expectativas, a petrolífera vai alcançar a marca de 150 mil barris de extração diária de óleo apenas com os campos que já opera na Bacia de Campos, como afirma o diretor de Operações da Prio em entrevista exclusiva à Brasil Energia. | POR FERNANDA NUNES | Maior petrolífera independente no Brasil, a Prio colhe, atualmente, os frutos das aquisições de áreas realizadas nos últimos anos. Em 2024, tem o desafio de iniciar a produção no campo de Wahoo, no pré-sal da Bacia de Campos. Os equipamentos já estão sendo entregues para instalação, contou à Brasil Energia o diretor de Operações da empresa, Francilmar Fernandes. A empresa confia que a autorização do Ibama para seguir adiante vai chegar a tempo do primeiro óleo ser extraído ainda
Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 13 no terceiro trimestre deste ano, como planejado. Wahoo será interligado ao campo vizinho, Frade, numa operação de tieback, em que a infraestrutura é compartilhada. Com uma produção de cerca de 100 mil barris/dia, a petrolífera está em fase de transição. Por enquanto, Frade responde por 60% do volume produzido, mas a ideia é que o campo de Albacora Leste compartilhe o protagonismo dentro da empresa, à medida que a revitalização do ativo ganhe corpo. Enquanto isso, a Prio se mantém atenta ao mercado, de olho em oportunidades em campos maduros, inclusive fora da Bacia de Campos, onde hoje concentra sua atuação. Além de Wahoo, Frade e Albacora Leste, ela opera também em Polvo e Tubarão Martelo e mantém blocos exploratórios na Bacia do Foz do Amazonas – FZA- -M-254 e FZA 539. Responde ainda pelo campo de Itaipu, na Bacia de Campos, que ainda não entrou em desenvolvimento. Abaixo, os principais trechos da entrevista com Francilmar. Como a Prio vai crescer? Eu sei que ela vai crescer, para onde não sei. Em algum momento vai haver aquisição. Mas, agora, estamos num caminho de crescimento orgânico. Tem muito a ser feito com os nossos ativos. A Prio deve ampliar de 40% a 50% a sua produção, nos próximos anos. Está tudo bem. Esse crescimento de 50% da produção acontecerá apenas com os ativos que a empresa já possui? Isso, a partir do programa aprovado. Depois, vamos ficar de olho. Em algum momento vai aparecer algum ativo que faça sentido para a gente. Onde, de quem e como, a gente não sabe. A empresa olha apenas oportunidades na Bacia de Campos? Não necessariamente. O ativo só tem que atender aos critérios de geração de valor, com o nosso jeito Prio de operar. Frade vai continuar sendo o destaque entre os ativos da Prio? A briga de Frade e Albacora Leste vai ser interessante. Os dois campos vão disputar o primeiro lugar na produção. Frade tem um potencial muito bom. Temos muita coisa mapeada, fruto da campanha realizada, de descobertas. Já estamos desenhando o que fazer. E Albacora Leste tem um potencial enorme em termos de volume e área. Atualmente, o trabalho no campo está numa fase preliminar, mas, até o início do ano que vem, teremos uma noção melhor do tamanho do negócio. A empresa está muito otimista com os dois campos. Existe uma similaridade muito grande entre eles, em termos de geologia. São vizinhos. O que a gente já estudou e conhece de Frade dá uma confiança. Em Albacora Leste, já temos um mapa do que fazer. Se não houver uma grande surpresa no meio do caminho, a empresa deve ter um resultado bem positivo. Já o campo de Wahoo é bastante desafiador. Wahoo está no meio da execução. Há desafios inerentes à execução, como qualquer projeto industrial, ainda mais quando o cenário é de super demanda (de equi-
14 Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 petróleo pamentos). Tem um atraso aqui e ali, mas, no geral, está controlado. Não há nenhum alerta de impactos. Hoje, a fase é de fabricação. Foi concluída a fabricação do umbilical, a entrega de todos os pipelines. Tem muito material subsea. Já estamos na reta final de entrega, ainda neste primeiro semestre devem chegar os barcos para fazer as instalações no campo. Quando começa a perfuração na área? Saindo a licença do Ibama, a gente começa a perfurar. Não tem grande segredo. Em Wahoo, serão quatro poços produtores, em uma região bem dominada em termos de perfuração do pré-sal. O campo já foi muito perfurado no passado, temos muitos dados. Não chega a ser uma grande ameaça. Na parte de instalação de linhas também não tem nada muito diferente. São desafios normais da indústria. O cronograma de entrega e instalação dos equipamentos pode ser atrapalhado pelo atraso da licença do Ibama? As entregas já estão acontecendo. Outras vão acontecer no fim do primeiro trimestre. O segundo trimestre seria focado nas instalações, estamos aguardando a licença ambiental para iniciar a perfuração e depois a instalação. É possível receber o material e não instalar. Isso causa um atraso de cronograma, pode acontecer. A gente acha que não, que o cronograma não está comprometido. O primeiro óleo deve ocorrer no terceiro trimestre deste ano. A Prio tem blocos na Foz do Amazonas. Há esperança de produzir na região? Esperança tem. Em algum momento isso vai desatar. Não é estratégico, não está em nossa prioridade. Esses ativos vieram como legado de aquisições. Mas, se surgir algo… A Foz do Amazonas está muito distante da Bacia de Campos, onde estão os ativos da Prio. A gente dá muito valor à sinergia. O compartilhamento de ativos facilita a resolução de problemas, a divisão de custos. Não está em nosso plano arriscar (em áreas distantes de nova fronteira). Tem quem faça isso muito bem. Cada um no seu quadrado. Está no radar aumentar a vida útil das plataformas? É inerente à missão de quem trabalha com campos maduros fazer manutenções para estender a vida útil. Temos um grande projeto em Albacora Leste, que já foi feito antes em Polvo e Tubarão Martelo e está sendo feito em menor escala em Frade. Em Albacora Leste vamos além de 2040. Temos autorização da ANP para isso. Há planos de digitalização das unidades? A digitalização fala muito com a eficiência, que significa menor custo. Existem algumas iniciativas, que devem ganhar cada vez mais força nos projetos. Há uma dificuldade enorme, porque, como trabalhamos em campos maduros, as unidades foram fabricadas há muitos anos. É um desafio. Estamos tentando encontrar formas de viabilizar isso (a digitalização). Hoje, utilizamos inteligência artificial em algumas tarefas, que vão desde a interpretação sísmica até a manutenção específica de um motor elétrico e de uma bomba, por exemplo. n
Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 15 Osmani Pontes é economista, com MBA em mercados de derivativos, opções e futuros pelo Insper e em gestão de portfólios cambiais pela EPGE/FGV. Escreve mensalmente na Brasil Energia. Osmani Pontes Mudanças estruturais são sempre motivo de observação atenta por parte dos economistas, afinal são elas que condicionam boa inserção comercial do país e são causadas por variações nas quantidades e não nos preços. Portanto, ocorre quando há aumento das exportações não unicamente por depreciações cambiais ou elevações dos preços exportados, mas quando há aumento de produção, elevando o excedente exportável, sem causar redução da oferta (e desabastecimento) no mercado interno. Ou seja, a economia fica mais resiliente a choques externos nos preços e na taxa de câmbio. No Brasil, estamos acompanhando esse movimento em diversos segmentos do setor primário, notadamente na produção de petróleo. Em setembro, o país atingiu a marca de 4,65 milhões de barris/dia, um recorde. Em novembro, novo recorde com 4,7 milhões de barris/dia. Segundo dados da ANP, a maior parcela de petróleo extraído provém das águas do pré-sal. Esse aumento de produção está na raiz da melhora de expectativas de produção de petróleo para 2024 que fez o mercado se antecipar e comprar ações da Petrobras, apostando ainda na alta dos preços do brent (7,8% em janeiro), na não apreciação do real e, sobretudo, na estimativa de distribuição de 7 bilhões de dólares em dividendos referentes ao balanço de 2023. Todo esse movimento foi reforçado pelo piloto da política de recompra de ações PN da empresa, na monta de 157,9 milhões de ações, baseado na ideia de que o valor em circulação das ações estava abaixo do razoável. Assim, a tese do investimento foi exitosa, gerando valor de mercado recorde para a Petrobras no final de janeiro, a 552 bilhões de reais. Mas na raiz dessa percepção está a redução do custo do pré-sal. Isso confirma a ideia de que a exploração nas águas do pré-sal foi exitosa, exibindo elevados custos operacionais no começo do ciclo de extração, mas diluição de custos fixos na medida em que os retornos de produção aumentam. No final dos anos 2000, logo após o anúncio da descoberta do pré-sal, um diretor da Petrobras dava uma entrevista à Rádio CBN quando o jornalista pergunta algo do tipo “Mas vale mesmo esse investimento? Vocês fizeram alguma previsão de longo prazo?” A pergunta aparentemente óbvia se deu pelo fato de que os retornos demorariam cerca de uma década. A resposta foi que sim, afinal todos os estudos eram baseados em probabilidades. Isso evidencia a importância da tecnologia para o investimento de uma empresa do porte da Petrobras no setor. Foi graças a essa tecnologia que a exploração do pré-sal se viabilizou, ao apontar que os retornos de longo prazo gerariam compensação de custos e hoje vemos exatamente a produção relativa a esse investimento sendo determinante para melhora da condição econômica do Brasil e de seu balanço de pagamentos. Se por um lado há um dilema, uma vez que essa pujança do pré-sal serve como um desincentivo natural à transição energética, por outro mostra que a tecnologia é fundamental para orientar as decisões de produção e investimento. Assim, sabendo da importância do setor de óleo e gás para os termos de troca da economia, nenhuma política de transição energética logrará sucesso desconsiderando que a Petrobras hoje dispõe de tecnologia sofisticada o suficiente para conciliar transição energética e extração de óleo e gás como apontam diversos estudos da empresa, sobretudo em áreas que exigem maior atenção ambiental. Pré-sal, tecnologia e mudança estrutural
16 Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 biocombustível Raízen avança com projetos de etanol de segunda geração A segunda unidade, na Usina Bonfim, está no fim do comissionamento e chegará a 60% da capacidade no primeiro ano; outras duas estão previstas para setembro e até 2027 o planejado é chegar a nove usinas | MARCELO FURTADO | Planta de etanol 2G da Raízen no Parque de Bioenergia Bonfim, em Guariba, São Paulo Foto: Raízen/Divulgação
Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 17 A segunda unidade de etanol de segunda geração (E2G) da Raízen, na Usina Bonfim, em Guariba (SP), está em fase final de comissionamento e deve chegar no fim do seu primeiro ano de operação a 60% da sua capacidade instalada de 82 mil m3/ano, segundo afirmou o CEO da empresa, Ricardo Mussa, durante a apresentação de resultados da Raízen em fevereiro. Segundo ele, em setembro, mais duas plantas, em construção adiantada, entrarão em operação, na usina da Barra, em Barra Bonita (SP), e na Univalem, em Valparaíso (SP), ambas também com a capacidade de 82 mil m3/ano. Mais outras duas estão em construção, com planejamento para a safra 2025/26, na usina Vale do Rosário, em Morro Agudo, e na usina Gasa, em Andradina, as duas também no estado de São Paulo e com a mesma capacidade nominal cada uma (82 mil m3/ano). Em fase de projeto, a Raízen tem mais três: na usina Caarapó, na cidade de mesmo nome em Mato Grosso do Sul, uma segunda em Tarumã (SP) e uma terceira ainda com local não definido. Seguindo o mesmo volume de produção das demais, as duas primeiras estão planejadas para a safra 26/27 e a terceira, para 27/28. Com as noves usinas em operação na safra 2027/28, a previsão é chegar a uma capacidade anual de 686 mil m3/ano. A única unidade em operação plena é a pioneira na Costa Pinto, em Piracicaba (SP), inaugurada em 2015 e com menor capacidade, de 30 mil m3, que serviu de experiência para o programa em execução. As usinas, segundo Mussa, já estão com a produção comercializada por meio de contratos de longo prazo com empresas top-tier em classificação de crédito, em um valor total aproximado de 4,3 bilhões de euros, sendo 3,3 bilhões de euros de um contrato assinado em 2022 com a Shell, uma das controladoras da Raízen em sociedade com o grupo brasileiro Cosan. Esses contratos, explicou o CEO, mantêm o programa de E2G, produzido a partir das biomassas não aproveitadas da produção sucroenergética, não só para impactar na redução da dívida, mas também como fonte de financiamento direto das plantas por meio do adiantamento de recebíveis. “100% dos recebíveis são aplicados na construção das plantas, o que torna os projetos de etanol de segunda geração autofinanciáveis”, disse. Embora na apresentação do resultados, a Raízen tenha apresentado apenas o cronograma de nove usinas de E2G, a estratégia divulgada nos últimos anos pela empresa é chegar a 20 usinas até a safra 2030/2031, com uma capacidade total instalada de produção anual de 1,6 milhão de m3, sob investimento de R$ 24 bilhões aplicados em todas elas. Esse planejamento não foi lembrado pelos executivos da empresa durante a apresentação de resultados.
18 Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 | POR MARCELO FURTADO | Entrou em operação em janeiro, na cidade de Maracaju, no Mato Grosso do Sul, mais uma usina de produção de etanol de milho no Brasil, da Neomille, empresa do grupo Cerradinho Bioenergia. Trata-se da 22ª do gênero no país, cujo mercado cresceu quase 800% desde a safra de 2017/2018, passando de 520 mil litros para 4,5 bilhões de litros na safra 2022/23 e previsão de chegar a 6 bilhões de litros na safra 2023/24. A unidade, fruto de um investimento de R$ 1 bilhão, tem capacidade para produzir 266 milhões de litros de etanol por safra, 161 mil t do farelo DDG (do inglês distilles dried grains, ou grãos secos de destilaria, utilizado como ração animal), 10 mil toneladas de óleo de milho. A unidade também conta com cogeração de energia a biomassa (de terceiros), o que permite a comercialização de 51 GWh. Em sua primeira fase, a fábrica vai processar 608 mil toneladas de milho, adicionando 3,1 milhões de cana equivalente à capacidade total de produção da CerradinhoBio, totalizando 13,6 milhões por ano safra. 10 bilhões de litros em 2030 Estudo recente do banco BTG Pactual aponta que o etanol de milho caminha para etanol Cerradinho inaugura usina de etanol de milho no MS A planta da Neomille, empresa do grupo, tem capacidade para produzir 266 milhões de litros por ano e conta com usina de cogeração de energia para comercializar 51 GWh por ano Usina de etanol de milho da Neomille em Maracaju, no Mato Grosso do Sul
Usina de produção de biodiesel da Potencial Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 19 ganhar cada vez mais espaço no Brasil, competindo de frente com o de cana-de-açúcar, ainda o soberano. A projeção se baseia no desempenho mais recente dos dois mercados. Enquanto o de milho deve fechar a próxima safra com 6 bilhões de litros anuais, ou 19% da produção do Centro-Sul, o de cana deve cair dos 32 bilhões de litros na safra 19/20 para estimados 26 bilhões de litros na atual, aponta relatório do banco. Com as usinas em operação e outras três em construção e mais oito em processo de expansão, a produção prevista é de chegar 10,8 bilhões de litros em 2030, respondendo por 20% do total nacional. | POR ESTHER OBRIEM | A indústria brasileira de biodiesel tem capacidade de aumentar a mistura do diesel comercial para até 20% (B20) com a atual produção autorizada de cerca de 14,7 bilhões de litros e a ociosidade de aproximadamente 49%. Para uso do B20, seria necessária uma demanda 13,2 bilhões de litros de biocombustível, o equivalente a 89,8% do atual potencial. As projeções constam de levantamento realizado pela Associação Brasileira das Indústrias de Óleos Vegetais (Abiove), a Associação dos Produtores de Biocombustíveis do Brasil (Aprobio), a União Brasileira do Setor de biodiesel tem capacidade de aumentar mistura para 20%, segundo pesquisa Entidades do segmento mostram que atual parque industrial brasileiro pode atender propostas do Combustível do Futuro
20 Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 biocombustível Biodiesel e Bioquerosene (Ubrabio) e a Frente Parlamentar Mista do Biodiesel do Congresso Nacional (FPBio). A proposta de aumento da mistura faz parte do Projeto de Lei 4516/23, o PL Combustível do Futuro, como o governo o vem chamando, atualmente em discussão na Câmara dos Deputados. Em abril do ano passado, o CNPE determinou a elevação do teor de biodiesel de 10% para 12%. A mistura chegará a 14% a partir de março deste ano e pode alcançar 15% em 2025. No entanto, o Combustível do Futuro propõe que a mistura chegue a 20% ou 25%. Segundo o presidente da FPBio, deputado federal Alceu Moreira (MDB-RS), os estudos técnicos reafirmam a capacidade das plantas industriais para atender a demanda. O atual parque industrial conta com 60 usinas, sendo que 10 estão em processo de expansão e oito em construção. Com a capacidade, a pesquisa destaca que seria possível produzir o B20. Após as expansões, o potencial chegaria a 16,25 bilhões de litros e seria possível atender aproximadamente 25% da mistura de biodiesel. “[O levantamento destaca] a necessidade de aprovar no Congresso o Combustível do Futuro, que dá as garantias de decenalidade, previsibilidade e segurança jurídica”, comentou o deputado. A produção de biodiesel no ano passado foi de 7,5 bilhões de litros e pode chegar a 8,9 bilhões de litros neste ano. De acordo com levantamento do CNPE, o volume pode alcançar a marca de 10,1 bilhões em 2025. Matéria-prima O biodiesel, segundo as entidades, também estimula o processamento da soja em grão, que agrega valor à cadeia produtiva. De 2008 a 2022, mais de 200 milhões de toneladas de soja foram esmagadas pela crescente demanda do biocombustível. O volume representa 33% do total processado no período, de cerca de 600 milhões de toneladas. “Considerando que o óleo de soja é a principal matéria-prima para a fabricação do biodiesel, o setor projeta uma produção de 10,9 milhões de toneladas em 2024, das quais 5 milhões serão destinadas para a fabricação do biocombustível. No caso de B20, a demanda pelo óleo de soja está estimada em 8,7 milhões de toneladas”, comenta Daniel Amaral, Diretor de Economia e Assuntos Regulatórios da Abiove. Outra matéria-prima são as gorduras animais, com participação de cerca de 10% do total de biodiesel produzido. Como a produção do produto independe do mercado consumidor, a cadeia do biocombustível é importante no setor de reciclagem animal para promover uma vazão volume produzido. “O aumento estimado em 2,6 bilhões de litros de biodiesel, mantidas as proporções atuais, implicaria em um aumento de 400 mil litros de gorduras animais consumidas, volume facilmente absorvível frente aos 2,5 bilhões de litros produzidos anualmente”, comentou o presidente do Conselho Diretivo da Associação Brasileira de Reciclagem Animal (Abra), Pedro Bittar. O óleo de cozinha usado também tem importante participação como insumo na produção de biodiesel e pode representar cerca de 15% no Sudeste. A matéria-prima é considerada residual e não são atribuídas emissões de gases de efeito estufa ao insumo, o que maximiza o potencial de descarbonização do biodiesel. n
Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 21 Zilmar Souza é doutor em engenharia de produção e pós-doutor em economia. Atua principalmente em temas relacionados ao setor elétrico, Agroenergia e Economia Ambiental. Escreve na Brasil Energia a cada três meses. Zilmar Souza De janeiro a dezembro do ano passado, a geração para a rede pela fonte biomassa foi de 29.285 GWh, de acordo com levantamento inédito da União da Indústria de Cana-de-Açúcar e Bioenergia (Unica), realizado com base em dados de medição de janeiro a novembro e da medição preliminar de dezembro apresentados recentemente pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Isso representou um recorde de produção anual de energia elétrica à rede pela fonte biomassa, que inclui bagaço e palha de cana-de-açúcar, biogás, lixívia, resíduos de madeira, dentre outras. Em relação à produção de 2022, houve um aumento de 3.732 GWh, um crescimento de 14,6%. Essa variação positiva foi fortemente influenciada pela safra canavieira, já que a biomassa da cana (bagaço e palha da cana) é o principal combustível na geração de bioeletricidade no país. De acordo com a Unica, no acumulado da safra 23/24, a moagem na região Centro Sul atingiu 644,14 milhões de toneladas de cana entre 1º de abril de 2023 e 1º de janeiro de 2024, ante 542,39 milhões de toneladas registradas no mesmo período no ciclo 22/23 – um avanço de 18,76%. A bioeletricidade ofertada para a rede no ano passado foi estratégica para o setor elétrico brasileiro, sendo equivalente a atender por dois meses o consumo integral de energia elétrica da indústria brasileira em 2023 ou suprir todo o consumo de energia elétrica da região Centro-Oeste por mais de oito meses. Do lado do ranking da geração centralizada à rede, o desempenho da bioeletricidade em 2023 garantiu a terceira posição para a fonte, atrás apenas da fonte hidrelétrica e eólica. Trata-se de uma geração não intermitente e complementar à fonte hidrelétrica, com 76,3% da geração da biomassa para a rede em 2023 ocorrendo entre os meses de maio e novembro, considerado o período seco e crítico do Sistema Interligado Nacional. São dados que indicam quão estratégica essa fonte já é para o setor elétrico brasileiro e que tem oportunidades para avançar na matriz. Uma expansão robusta e regular da bioeletricidade, tanto no mercado regulado quanto no mercado livre (que passa a ganhar mais representatividade), proporcionará cada vez maiores volumes de uma energia renovável, sustentável, não intermitente e efetivamente complementar à fonte hidrelétrica. Com isso poupamos água nos reservatórios, principalmente no submercado Sudeste/Centro-Oeste, ao mesmo tempo proporcionando uma real modicidade nas contas do consumidor, sobretudo, em momentos de escassez hídrica, por serem térmicas renováveis que representam reservatórios virtuais no sistema. A abertura total do ambiente livre para a alta tensão, seguindo para a média e baixa tensão no futuro, o funcionamento adequado das liquidações financeiras no mercado de curto prazo, um desenho que estimule a participação da biomassa nos leilões de reserva de capacidade, a retomada dos leilões de energia nova em virtude do crescimento econômico, a valoração dos atributos ambiental e geoelétricos da bioeletricidade, a demanda por fontes não intermitentes na produção de hidrogênio renovável etc. são algumas das questões que devem abrir oportunidades para a bioeletricidade continuar expandindo na matriz elétrica brasileira e apresentando uma oferta estratégica, renovável e sustentável para o setor elétrico brasileiro nos próximos anos. Bioeletricidade bateu recorde de produção em 2023 e tem oportunidades para avançar
22 Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 hidroeletricidade Estudo da Coppe conclui que Belo Monte produz baixa emissão de CO2 Hidrelétrica é a que menos emite no bioma Amazônia e possui níveis similares a outras fontes renováveis, como eólica e solar | POR CELSO CHAGAS | Uma pesquisa feita pela Coppe/UFRJ aponta que a UHE Belo Monte é a hidrelétrica que menos emite no bioma Amazônia, sendo a quinta usina mais eficiente do Brasil em termos de taxa de intensidade de gases poluentes e avalia que, entre 5 e 10 anos, a área alagada
O estudo analisou amostras de 45 pontos diferentes da Bacia do Xingu e do reservatório de Belo Monte Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 23 do empreendimento apresente progressivamente emissões ainda menores. O trabalho de campo dos pesquisadores durou três anos e analisou amostras em seis campanhas de medição, em 45 pontos diferentes da Bacia do Xingu e do reservatório no Pará, onde a usina está instalada. Os cientistas cruzaram os resultados das medições de gases de efeito estufa com o estudo do ciclo do carbono em reservatórios de hidrelétricas e concluíram um importante avanço para o setor elétrico brasileiro, já que até o presente momento muito se têm especulado sobre o assunto, sendo as hidrelétricas apontadas constantemente como responsáveis por emitirem grandes quantidades de gases poluentes na atmosfera. “Belo Monte é um projeto com reservatório pequeno, produz uma quantidade de energia enorme, sendo responsável por uma geração de energia cavalar para o país. A unidade de comparação da emissão de gases de
24 Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 hidroeletricidade efeito estufa precisa estar relacionada com a energia gerada”, explica Marco Aurélio dos Santos, professor da Coppe e coordenador da pesquisa. Segundo ele, os resultados obtidos mostram que Belo Monte tem um indicador de intensidade de emissões de CO2 muito baixo e níveis similares de emissões em comparação a outras fontes de energias renováveis, como eólica e solar. “Tenho segurança em dizer que Belo Monte é um projeto muito bom sob as óticas do setor elétrico e ambiental”, complementa o pesquisador. O estudo “Desenvolvimento de Metodologia para o Cálculo das Emissões de Gases de Efeito Estufa no Reservatório da UHE Belo Monte” usou como base o Índice de Intensidade de Emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE), métrica reconhecida internacionalmente e estabelecida pelo Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas (IPCC), organização científica criada pelas Nações Unidas para avaliar os riscos das mudanças climáticas. Para calcular o índice, é necessário medir a quantidade de CO2 ou outros gases de efeito estufa emitidos pela fonte de energia durante um determinado período. Em seguida, essa quantidade é dividida pela energia produzida. O resultado expressa a quantidade de gases de efeito estufa emitidos, permite comparar diferentes fontes de energia e determinar o impacto ambiental de cada uma delas. Segundo os pesquisadores, a maioria dos estudos anteriores realizados em Belo Monte, entretanto, falhou por não incluir sistematicamente duas abordagens importantes do problema: medições conjuntas de emissões e remoções de gases de efeito estufa dos reservatórios estudados e avaliação das emissões e remoções para o período anterior ao enchimento do reservatório. Isso porque, quando da construção de uma usina, é obrigatória a retirada da vegetação da área a ser alagada, mesmo que sejam reservatórios como o de Belo Monte, com 478 km2 – considerados pequenos se comparado à capacidade instalada da usina e à área de outros empreendimentos hidrelétricos. Antes do enchimento dos dois reservatórios da UHE, a Norte Energia, concessionária da hidrelétrica, realizou o Estudo de Modelagem da Qualidade da Água, que indicou as áreas que seriam suprimidas. No reservatório, a decomposição da matéria orgânica que sobra e do carbono presente no solo ocasiona a formação de gás carbônico e metano. Ainda assim, segundo a Coppe, Belo Monte configura-se como a quinta usina do Brasil mais eficiente em termos de taxa de intensidade de emissão por energia gerada, sendo a que menos emite no bioma Amazônia. A estimativa é que, entre 5 e 10 anos, a área alagada do empreendimento apresente uma intensidade de emissões ainda menor. O país possui 147 hidrelétricas integradas ao SIN e operadas em conjunto pelo ONS. Belo Monte é a maior hidrelétrica, 100% brasileira, e está em operação plena desde novembro de 2019.
Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 25 | POR CHICO SANTOS | A modernização da UHE São Simão, de 1.710 MW, deve colher o primeiro fruto em maio próximo, quando estará totalmente concluída a atualização da unidade geradora nº 2 (UG 2), primeira das seis UGs da usina a ficar inteiramente pronta, segundo o cronograma acertado entre a SPIC Brasil, concessionária da hidrelétrica, e o ONS. A obra da UG 2 faz parte do quinto e mais importante dos sete pacotes em que estão divididas as obras de modernização da usina, iniciadas em 2019, com orçamento total de R$ 1 bilhão. O pacote nº 5 representa 70% do custo total (R$ 700 milhões no momento da assinatura) e está a cargo do consórcio formado pela GE Hydro e a Powerchina. São Simão fica no rio Paranaíba, entre Goiás e Minas Gerais, próximo à confluência com o rio Grande para a formação do rio Paraná. De acordo com informações fornecidas pela SPIC à Brasil Energia, a última Primeira UG de São Simão fica pronta em maio Modernização completa das seis UGs da usina estará pronta em 2029; orçamento total é de R$ 1 bi Usina Hidrelétrica São Simão, um dos ativos da SPIC Brasil
26 Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 hidroeletricidade etapa da modernização da UG 2 concluída foi o transporte do novo estator da unidade da área de montagem para o poço do gerador, uma operação complexa, pelo porte do equipamento, que inaugurou o trabalho de remontagem da máquina. Com peso superior a 400 toneladas, o estator foi transportado pelas duas pontes rolantes acopladas e a operação, segundo a SPIC, exigiu cuidadoso planejamento estratégico, executado por equipes com foco na segurança do processo. Além da modernização das seis UGs de 285 MW cada, o pacote nº 5 das obras envolve ainda a modernização dos equipamentos da Casa de Força e da Tomada D’Água. De acordo com a empresa, ao longo deste ano as obras empregaram aproximadamente 300 pessoas. Pelo cronograma das obras, a modernização das seis UGs estará concluída em 2029. Comissionamento Outra parte importante das obras realizada em 2023 foi o comissionamento das comportas radiais dos vãos nº 4, 5 e 6 do vertedouro e que fazem parte da Calha 2. Os trabalhos exigiram, de acordo com a SPIC, 28 lançamentos de servomotores, 2.430 metros de jateamento e pintura e reforma de 500 metros de tubulações, além da montagem de andaimes de 20 metros de altura por 15 de largura em três vãos. A modernização do vertedouro de São Simão faz parte do pacote nº 3 das obras, a cargo da Andritz. Dos sete pacotes da modernização da usina, os cinco primeiros já estão prontos ou em andamento. O primeiro desses cinco, concluído em 2021, foi a modernização dos equipamentos de movimentação de cargas. Segundo as informações da SPIC, empresa de capital chinês que arrematou a concessão da usina em leilão realizado em setembro de 2017, seu objetivo com as obras de modernização é “transformar a UHE São Simão em uma referência de eficiência e modernidade no setor de energia hidrelétrica”. Além das seis UGs originais, a UHE São Simão possui quatro “poços” na estrutura da sua barragem que poderão, no futuro, servir para ampliar a sua capacidade instalada dos atuais 1.710 MW para 2.850 MW, o que faria dela a maior usina do rio Paranaíba, superando os 2.082 MW da UHE Itumbiara, da Eletrobras Furnas. Embora esteja no planejamento estratégico da geradora, a ampliação da hidrelétrica não está no horizonte de curto e médio prazo. Assim como outras concessionárias de hidrelétricas em condições de serem ampliadas, a SPIC aguarda definições regulatórias que tornem essas obras economicamente viáveis. Ao todo, segundo estudo da EPE, existem 12 UHEs no Brasil em condições de serem ampliadas, sendo nove com suas estruturas total ou parcialmente prontas. São Simão está no segundo caso. No conjunto, as ampliações poderão adicionar 7.240 MW de capacidade instalada em UHEs ao SIN, o que corresponde a pouco mais que o dobro da capacidade da UHE Santo Antônio (3.568,3 MW), quarta maior hidrelétrica do país.
Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 27 | POR CHICO SANTOS | A Atiaia Renováveis, empresa do grupo pernambucano Cornélio Brennand, deverá começar a construir ainda este ano duas novas usinas hidrelétricas, uma PCH e uma UHE, totalizando, 78,2 MW de capacidade instalada. A UHE Estrela, de 48,4 MW, e a PCH Taboca, de 29,8 MW, ficam no rio Verde, afluente do Paranaíba, em Goiás. A energia das duas usinas foi comercializada no leilão A-5 de 2022 e, segundo a empresa, ambas estão em condições de ter suas obras iniciadas. Pelo cronograma oficial aprovado pelo MME, quando concedeu a outorga da UHE Estrela em agosto do ano passado, a empresa tem até janeiro do próximo ano para iniciar sua construção. Pelas regras do leilão do qual saiu vencedora, a usina, orçada em R$ 318,5 milhões, deverá iniciar a entrega da energia no ACR em janeiro de 2027. O mesmo deverá acontecer com a PCH Taboca, que teve a revisão do seu projeto recentemente aprovada pela Aneel. Outra usina da Atiaia localizada no mesmo rio Verde com perspectiva de ter sua construção iniciada no médio prazo é a PCH Tucano, de 27 MW. Segundo a empresa, o projeto, que teve seu DRS-PCH recentemente aprovado pelo órgão regulador, já possui Licença Prévia (LP) do órgão ambiental goiano e está pronta para disputar o próximo leilão de energia nova a ser realizado. Somadas, as três usinas deverão adicionar 105,2 MW ao parque gerador da empresa pernambucana, que possui atualmente nove PCHs em operação, totalizando 219,7 MW, além de três parques solares, com 99,8 MWp de capacidade, resultando em uma capacidade instalada total de 319,5 MW. No portfólio de projetos, além das três hídricas em estágio mais avançado, a empresa possui outras seis PCHs em desenvolvimento, com 133 MW, além de outros projetos solares e eólicos. n Atiaia deve começar a construir duas hídricas ainda neste ano A UHE Estrela e a PCH Taboca, ambas no rio Verde, Goiás, venderam energia no leilão A-5 de 2022 e precisam entregar energia em 2027 PCH Garganta da Jararaca, no Mato Grosso, da Atitaia
28 Brasil Energia, nº 485, 29 de fevereiro de 2024 Jerson Kelman foi diretor-geral da ANEEL, presidente do Grupo Light e interventor na Enersul. Escreve na Brasil Energia a cada três meses. Jerson Kelman Aumentar a produção de energia das usinas despacháveis em cerca de 30 GW num intervalo de apenas 3 horas constitui desafio difícil para o ONS. Acontece ao entardecer, quando a produção de eletricidade fotovoltaica, tanto a centralizada quanto a distribuída, cai abruptamente e as eólicas circunstancialmente produzem pouco. Felizmente por enquanto o ONS tem sido bem-sucedido, graças ao robusto parque hidroelétrico que consegue aguentar os trancos, embora não tenha sido projetado para isso. Adicionalmente, os proprietários das usinas não recebem remuneração pela flexibilidade que colocam a serviço do SIN. Abruptas flutuações de produção de hidroeletricidade causam também abruptas variações de vazão turbinada, com eventuais erosões e prejuízos para outros usuários rio abaixo. Por isso, a Agência Nacional de Águas e Saneamento – ANA, cumprindo sua obrigação institucional de zelar pelo uso múltiplo dos recursos hídricos, tem imposto restrições operativas às hidroelétricas, em termos de gradientes de vazão e de nível. Algumas dessas restrições não são incluídas na cadeia de otimização do despacho e só são consideradas em tempo real pelo ONS. Seria necessário tanto aperfeiçoar a modelagem para incluir explicitamente as restrições quanto realizar uma avaliação integrada dos benefícios e custos de eventuais obras destinadas a atenuá-las, abrangendo tanto o setor elétrico quanto os demais usuários dos rios. Há situações em que o parque hidroelétrico só consegue atender parcialmente a flutuação de carga do SIN, não por uma incapacidade física e sim por efeito das tais restrições. Nesses casos o ONS recorre às demais usinas despacháveis, prioritariamente as usinas movidas a gás natural, de acionamento mais rápido. As hidroelétricas funcionam como os carros de corrida, aptas a sair de zero à plena potência quase instantaneamente. Já as termoelétricas funcionam como os antigos carros à álcool de 50 anos atrás. Precisam de um tempo para “aquecimento” que, dependendo do tipo de tecnologia, pode ser mais ou menos longo. No passado, essa falta de agilidade das térmicas era irrelevante porque elas só eram acionadas nas estiagens, para complementar energeticamente as hídricas. Na prática, as térmicas ficavam ligadas por longos períodos e era irrelevante o tempo dispendido para colocá-las “em regime”. Atualmente as térmicas continuam sendo muito relevantes nesse papel de complementariedade energética, mas possivelmente não constituem a melhor opção em termos de complementaridade de potência. Para seguir as abruptas variações da carga líquida, possivelmente as melhores opções são as baterias e as usinas reversíveis. Não se vislumbra papel de liderança do Brasil no desenvolvimento tecnológico de baterias. Trata- -se de tema dependente de complexa cadeia produtiva, que mobiliza os principais países desenvolvidos. Teríamos dificuldade em concorrer. Por outro lado, temos conhecimento técnico e condições naturais para desenvolver um parque de usinas reversíveis para matar dois coelhos com uma cajadada. Aproveitar o excesso de energia para bombear água do reservatório inferior para o superior e turbinar essa água nos momentos em que o SIN necessitar de uma injeção de potência. As condições econômicas estão dadas e já existem os instrumentos para identificar os melhores locais com vocação para instalação de usinas reversíveis. Resta a proposição dos correspondentes normativos. Nesse sentido, a Aneel abriu a Consulta Pública nº 39/23 para endereçar os empecilhos à adoção de sistemas de armazenamento dentro da matriz de geração nacional, inclusive as reversíveis, “partindo do pressuposto de que o atual arcabouço normativo ainda é insuficiente para valorar adequadamente os benefícios desses sistemas, o que consiste em uma falha regulatória”. Muito boa, a iniciativa! O papel das usinas reversíveis
editorabrasilenergia.com.brRkJQdWJsaXNoZXIy NDExNzM=