Ano 44 - No 493 - brasilenergia.com entrevista com MARCOS MADUREIRA, da Abradee ARMAZENAMENTO Leilão será um divisor de águas para o setor ETANOL Nova enzima torna o E2G mais competitivo DESCARBONIZAÇÃO Primeiros passos no transporte marítimo PETRÓLEO ANP prevê U$ 1,5 bi para a exploração HIDROGÊNIO H2V demanda ainda mais transmissão CONTA DE ENERGIA Novos modelos podem atrair o Consumidor SEGURANÇA ENERGÉTICA O papel das térmicas na prevenção do apagão
Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 3 Na entrevista de capa desta edição, o presidente da Abradee, Marcos Madureira, revela qual o papel que a Distribuição busca assumir com a reforma do Setor Elétrico. Há muito o velho triunvirato da Geração, Transmissão e Distribuição vem dividindo regras, negócios, clientes e modelos do Setor Elétrico com outros atores emergentes e poderosos. A Distribuição vem perdendo dia após dia a exclusividade como entregador unidirecional e exclusivo de energia para consumidores passivos. A Geração Distribuída e o Mercado Livre avançam pelas franjas em direção ao coração de seu mercado com o inestimável apoio de prossumidores ativos. A inevitável reinvenção proposta pela Distribuição – leiam a entrevista – pode ser exemplo para outros gargalos no país, que embora abrigue a 7ª maior população do planeta (Onu) ocupa a vergonhosa 71ª posição em consumo energético per capita (Banco Mundial). A começar pela Amazônia Legal, dois terços do território brasileiro. Os sistemas isolados movidos a diesel, transportado a um custo altíssimo, já deveriam estar gerando a base de etanol de mandioca, biodiesel de babaçu ou dendê, casca de coco ou açaí, uma lista sem fim. Biomassa não falta, sustentável ambientalmente e economicamente. O que falta é política pública orientada para os milhares de pequenos projetos que podem resolver as pequenas demandas que os grandes projetos levam décadas para atender. Veja-se o linhão de Boa Vista. Da mesma forma, o biometano, as CGH e outros modelos bem sucedidos de geração local deveriam ser incentivados a se expandir. Mesmo que não garantam a energia de um LRCap, são importantes como reforço às redes de energia, gás e combustíveis de longa distância. Os pequenos, além de energia, geram emprego e renda, demandam desenvolvimento de tecnologia nacional e fortalecem a segurança energética como sandbox naturais. Celso Knoedt Diretor Presidente edição 493 sumário olá leitor, ARMAZENAMENTO 12 Especialistas estimam leilão de 1 GW para baterias 14 Mercado se organiza para crescimento da demanda COMBUSTÍVEIS 20 Setor marítimo brasileiro embarca na transição energética TRANSIÇÃO ENERGÉTICA 60 Soluções energéticas para o passivo do coco verde HIDRELÉTRICAS 28 Emborcação e Nova Ponte: o oxigênio da cascata do Paranaíba 48 O renascer das usinas menores do Complexo Paulo Afonso INOVAÇÃO 52 A tecnologia brasileira que torna o etanol 2G mais competitivo 56 Repsol Sinopec usa CO2 para produzir combustíveis COMERCIALIZAÇÃO 34 Pesquisa com o consumidor e novas formas de tarifação 100 Redução na conta de energia pode ir além do Mercado Livre TECNOLOGIA 66 Gestão integrada de ativos ganha espaço nas concessionárias HIDROGÊNIO 70 H2 verde precisa de mais transmissão até 2029 TERMELÉTRICAS 76 Biotérmicas, supridoras de última instância na economia circular PETRÓLEO 80 ANP prevê U$ 1,5 bi em exploração em 2025 SEGURANÇA ENERGÉTICA 84 Termelétricas: sem elas tem apagão MOBILIDADE 90 Ônibus elétrico e a descarbonização do transporte público
4 Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 6 MARCOS MADUREIRA Abradee “As mudanças para tirar as distribuidoras das cordas” 40 XISTO VIEIRA FILHO Abraget “O atributo da geração termelétrica é a confiabilidade” edição 493 sumário EDITORA BRASIL ENERGIA – Rua Conselheiro Saraiva, 28 / 601, CEP 20091-030 – Rio de Janeiro - Tel (21) 3503-0303 - www.brasilenergia.com Diretor Presidente: Celso Knoedt – Diretores: Alessandra Alves, Patricia Quintão, Rosely Maximo – Editora Executiva: Rosely Maximo – Redatores: Ana Luisa Egues, Celso Chagas, Chico Santos, Eliane Velloso, Esther Obriem, Eugenio Melloni, Fernanda Legey, Fernanda Nunes, Liana Verdini, Marcelo Furtado, Nelson Valencio, Sabrina Lorenzi - Tratamento de Dados: Mauricio Fagundes - Programação Visual: Ana Beatriz Leta Foto capa: Divulgação/Abradee ASSINATURAS: Alessandra Alves, assinaturas@brasilenergia.com.br - Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 • BRASIL ENERGY: Anual, R$ 1.795; Mensal, R$ 172 • ENERGIAHOJE: Anual, R$ 1.390; Mensal, R$ 136 • PETROLEOHOJE: Anual, R$ 1.390; Mensal, R$ 136 • CENÁRIOS EÓLICA: Anual, R$ 1.585 • CENÁRIOS GÁS: Anual, R$ 1.585 • CENÁRIOS PETRÓLEO: Anual, R$ 1.585 • CENÁRIOS SOLAR: Anual, R$ 1. 585 ATENDIMENTO AO ASSINANTE: Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 PUBLICIDADE: Paula Amorim, publicidade@brasilenergia.com.br - Lúcia Ribeiro (21) 97015-4654, Alex Martin (11) 99200-0956 e Fernando Polastro (11) 5081-6681 ENTREVISTAS COLUNISTAS 47 BRUNO ARMBRUST Sucesso do Gas Release no Brasil precisa de indicador e meta 79 CLAUDIA BETHLEM Soluções Baseadas na Natureza: o caminho mais realista 104 CLAUDIO SALES A urgência da modernização do Licenciamento Ambiental 69 EDUARDO TOBIAS O boom na emissão das debêntures incentivadas por projetos eólicos 33 FREDERICO ACCON Os novos parâmetros para a discussão do curtailment 89 IEDA GOMES Mercado internacional de gás tendências e desafios para o Brasil 19 JERSON KELMAN O efeito das regras da GD sobre os consumidores com e sem placa 83 JOSÉ ALMEIDA DOS SANTOS Indústria Mundial de OG, Performance, Desafios e Oportunidades 39 LUIZ EDUARDO BARATA Sem gestão não se faz transição: eis o grande desafio do Brasil 59 MÁRCIO ÁVILA Contratos com estatais: retenções e limites da auditoria interna 75 MARIANA MATTOS Desafios tecnológicos, econômicos e ambientais do hidrogênio azul 99 OSMANI PONTES Economia Sustentável como objetivo de Política Industrial 27 WAGNER VICTER Desafios e oportunidades para o Leilão de Reserva de Capacidade 65 ZILMAR SOUZA O Anel de Giges, a regulamentação no SEB e as renováveis
Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 5 imagem do mês A última fronteira do SIN A LT de 500 kV e 725 km que interligará o estado de Roraima ao Sistema Interligado Nacional (SIN) já está com 80% das obras concluídas. Parte do chamado Linhão de Tucuruí, o trecho que integrará o único estado ainda isolado parte de Manaus e chega à capital, Boa Vista, depois de passar por três subestações – Lechuga, Equador e Boa Vista – e 1.390 torres. A Transnorte Energia, vencedora do leilão de linhas de 2021, está investindo R$ 2,6 bi na obra, com previsão de entrega em setembro. Foto: Ricardo Botelho/MME
6 Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 entrevista Marcos Madureira As mudanças para tirar as distribuidoras das cordas | POR NELSON VALENCIO | O papel das distribuidoras mudou radicalmente nos últimos anos, segundo Marcos Madureira, presidente da Abradee, a entidade que representa o segmento. Agora, com a proposta de modernização do setor, a Distribuição caminha para outro salto, que pode retirá-la da berlinda e redesenhar seu papel como operadora do sistema de distribuição (DSO) de fato. Para isso, ele analisa as possíveis mudanças que o projeto de modernização, nas mãos do MME, pode trazer para o segmento. E também destaca iniciativas em andamento, caso da renovação das concessões vincendas entre 2025-32, da separação entre lastro e energia e do próprio papel da distribuidora como parte fundamental à gestão do setor com cada vez maior parcela de Geração Distribuida. Com a experiência de quem está há 51 anos no setor elétrico, tendo atuado nas diretorias da Chesf e da Eletrobras, Marcos Madureira concedeu à Brasil Energia a entrevista que segue.
Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 7 Foto: Divulgação/Abradee
8 Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 entrevista Marcos Madureira Qual a realidade atual da Distribuição? Quando se analisa uma conta de energia elétrica, cerca de 20% a 25% do valor total corresponde à distribuidora. A distribuidora atua mais como gestora de repasses e arrecadação do que como comercializadora de energia. O modelo atual impõe desafios, como a gestão da inadimplência e de perdas, principalmente relacionadas ao furto de energia. Esse ponto torna-se cada vez mais crítico, com crescimento acelerado nos últimos anos. E o que se pode fazer quanto ao furto de energia? Uma das medidas que vem sendo tratada nos novos contratos de concessão é a criação de mecanismos para lidar com áreas de severa restrição operacional - regiões onde a presença do poder público é frágil ou inexistente, o que dificulta a operação e a cobrança. Voltando à pergunta original, como podemos entender as mudanças que tem passado a Distribuição nos últimos anos? Passamos a ter uma rede de conexões, tanto de carga quanto geração, e somos a conexão entre o setor elétrico e as unidades consumidoras. A introdução da GD, que não paga pelo uso do sistema elétrico de distribuição, traz perda de receita e problemas de inversão de fluxo de potência. Nesse último caso, a situação já afeta a transmissão, onde alguns equipamentos de conexão estão com sobrecarga. Não estamos mais implantando a geração para atender uma demanda e sim para poder disputar um preço incentivado no mercado. Uma concorrência injusta, pois alguém está tendo um ganho para poder migrar e termina deixando o custo para os que permanecem no mercado regulado. Infelizmente, estamos tendo uma abertura do mercado de baixa tensão - não oficial e de maneira inadequada - pela própria GD, que não paga pelo uso da rede e nem recolhe encargos. A proposta de modernização resolve esses e os outros problemas? Não, mas pode tratar questões importantes de uma forma mais adequada. Lembrando que há medidas que não podem ser alteradas, pois estão previstas em lei. O projeto - ou mesmo que seja uma medida provisória - estará ainda sujeito a discussões e emendas, que vão ocorrer no Legislativo, mas outras medidas podem ser tomadas por instrumentos infralegais existentes. E quais seriam as mudanças na modernização que poderiam oxigenar a distribuição? Ela pode criar maior equilíbrio. Todo o custo do lastro de capacidade do sistema elétrico atualmente é pago pelo mercado regulado. Quem tem contrato de compra de energia é o mercado regulado, uma vez que as distribuidoras compram energia por meio de leilão. Há uma previsão de que os consumidores da baixa tensão, que vão do regulado para o livre, não tenham o desconto nas tarifas de transporte, com acontece atualmente. Outra medida importante é a divisão dos custos - entre mercados regulado e livre - das usinas que dão suporte ao sistema.
Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 9 Sendo assim, como entram, nesse contexto, as mudanças já propostas para a renovação de concessões vincendas? O decreto atual teve uma consulta pública, com subsídios para estabelecer as diretrizes. Isso foi levado para a Aneel, que também fez uma consulta pública para a elaboração da minuta de contrato. Foram mais de mil contribuições. O detalhamento do modelo será feito pela agência. Não é possível concentrar todos os elementos dentro de um decreto, pois há detalhes que devem ser desenvolvidos posteriormente pela própria regulação. Um contrato excessivamente rígido exigiria aditivos a cada pequena alteração. Por isso, concede-se certa discricionariedade à Aneel, permitindo ajustes ao longo do tempo, o que viabiliza contratos com vigência de até 30 anos. O decreto, ao criar novas diretrizes para os contratos, também impulsiona essa evolução. Poderia dar exemplos? As distribuidoras realizam investimentos de forma contínua e esse volume tem aumentado significativamente. Até cerca de 4 ou 5 anos atrás, o setor de distribuição investia, em média, R$ 19 bilhões por ano. Atualmente, os investimentos estão na faixa de R$ 33 a R$ 34 bilhões anuais. A expectativa é que, nos próximos anos, esse valor alcance entre R$ 38 e R$ 40 bilhões por ano. Um ponto importante é que os equipamentos utilizados hoje possuem vida útil cada vez mais curta. Antigamente, os ativos eram majoritariamente físicos, como postes, com vida útil de 25 a 30 anos. Agora, lidamos com equipamentos eletrônicos, cuja durabilidade é significativamente menor. Na forma tradicional, os investimentos realizados entre os períodos de revisão tarifária só são reconhecidos na revisão seguinte. Isso gera um descompasso entre o momento do investimento e seu reconhecimento na base de remuneração. O decreto que trata da prorrogação das concessões trouxe uma diretriz importante: os chamados investimentos intraciclos, ou seja, o reconhecimento dos ativos no mesmo ano em que entram em operação. Isso permite um planejamento mais linear e eficiente, sem a concentração de investimentos apenas no fim do ciclo tarifário. E que mais? Outro mecanismo relevante é a questão das tarifas de incentivo, que também deve ser tratado no projeto de modernização. Esse mecanismo visa a impulsionar parcerias multissetoriais e novos modelos tarifários, como a tarifa horária, a de pré-pagamento e a com sinal locacional. Essas novas modalidades são fundamentais para melhorar a eficiência do sistema elétrico como um todo, especialmente no mercado de baixa tensão. Na prática, como aconteceria? Com tarifas horárias, é possível incentivar um consumo mais racional, evitando picos de geração desnecessários - o que, hoje, muitas vezes resulta até no desperdício de energia. Um sistema tarifário mais adequado torna viável o uso de tecnologias como armazenamento de energia, sobretudo com fontes renováveis. Com tarifas adequadas, essa energia pode ser armazenada e injetada na rede nos momentos em que ela real-
10 Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 entrevista Marcos Madureira mente é necessária e quando seu preço também é mais alto. E a separação do lastro e energia, como a Distribuição vê? A precisão na previsão tanto da geração quanto do consumo de energia é essencial para estimular práticas mais eficientes e tecnológicas, alinhando o setor às necessidades do sistema elétrico e do consumidor. Um ponto fundamental é a separação clara entre a operação da infraestrutura elétrica (fio) e a comercialização de energia, que não é a atividade principal da distribuidora, embora seja relevante para o consumidor do mercado regulado. Como essa modernização deveria ser aplicada? O Brasil apresenta grande diversidade socioeconômica, o que exige modelos adaptados às diferentes regiões. As mais maduras, como parte do Sudeste e Sul, estão prontas para implantar modelos tarifários mais sofisticados. Já as regiões em desenvolvimento, como partes do Norte, Nordeste e Centro-Oeste, ainda precisam expandir a infraestrutura para atender novas cargas. Por isso, é essencial respeitar essas diferenças e adotar abordagens regulatórias flexíveis. Deve haver a possibilidade de diferentes modelos regulatórios conforme a maturidade do mercado local. A implantação dos modelos deve se dar por meio de acordo entre o poder concedente e as concessionárias. E o futuro, como o senhor enxerga o futuro da Distribuição? A distribuição elétrica é hoje o segmento de maior transformação no setor elétrico. O papel da distribuidora está mudando - de fornecedora de energia para gerenciadora de recursos energéticos distribuídos. Esses recursos incluem a geração distribuída (GD), sistemas de armazenamento de energia e o de veículos elétricos, entre outros. O desafio da distribuidora não é mais possuir esses ativos, mas integrá-los eficientemente ao sistema, otimizando sua operação. Hoje, por exemplo, já existe mais de 37 GW de geração distribuída implantados no Brasil, o que representa uma parcela significativa da matriz elétrica. O Operador Nacional do Sistema (ONS), entretanto, não consegue gerir diretamente essa geração descentralizada. Diante dessa nova realidade, a distribuidora assume um papel cada vez mais essencial. Projetos-piloto já estão em andamento no país, com distribuidoras estudando o uso de armazenamento aliado à geração distribuída, a fim de entender e prever melhor os padrões de injeção de energia na rede. O modelo internacional de DSO funcionará no Brasil? É um modelo onde a distribuidora atua de forma mais ativa e coordenada na gestão dos fluxos energéticos. Este é o caminho que o Brasil também deverá seguir. As distribuidoras deixarão de ser apenas “fio” e passarão a ser atores centrais na gestão do sistema. Com o avanço de tecnologias e a descentralização da geração, esse papel se torna indispensável. São iniciativas discutidas e testadas no país e a tendência é que se tornem realidade em um futuro próximo. n
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12 Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 armazenamento Especialistas estimam leilão de 1 GW para baterias Expectativa é que certame não seja um “projeto de P&D” e traga diversificação de players | POR NELSON VALENCIO | Projeto de armazenamento da ISA Cteep em subestação de Registro (SP): sistema de baterias tem potência de 30 MW e capacidade de armazenamento de 60 MWh, capaz de fornecer energia por até duas horas durante momentos de maior consumo Foto: Divulgação/ISA Cteep
Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 13 Especialistas de transmissoras e fornecedores de soluções esperam que o leilão de reserva de capacidade exclusivo para sistemas de armazenamento baseado em baterias (BESS) seja de pelo menos 1 GW. Essa capacidade seria um divisor de águas e evitaria a percepção de que o MME estaria realizando um “projeto de P&D”. Em conversa com a Brasil Energia, Johab Santana, gerente de expansão e engenharia da Energisa, lembrou que a regulação – ainda não definida – será o coringa do processo. As normas do MME é que vão pautar a distribuição geográfica dos sistemas em todo o país e a tarifação dos empreendimentos. Para Santana, no entanto, é o interesse do ONS que deve prevalecer. Com o BESS, o operador do sistema elétrico ganha flexibilidade de despacho e poderá focar nos pontos vulneráveis do grid. Se o principal foco for minimizar o curtailment, a opção de regulação seria para um modelo que favoreça as geradoras. Se a carga for prevalente como critério, o BESS deve ser ativado em regiões de maior demanda como São Paulo e Rio de Janeiro. “Pode ser ainda uma solução intermediária com um agente armazenador, que faça o carregamento e descarregamento da bateria de acordo com a determinação do ONS”, argumenta Santana. Para o especialista, a diversificação de players é uma solução interessante para que o novo mercado não fique nas mãos de poucos grupos e possa atingir o objetivo de estabilizar o sistema elétrico e trazer o retorno esperado. “As transmissoras são um player sinérgico para o BESS, mas isso vai depender da regulação. O negócio das transmissoras é oferecer disponibilidade, com uma receita associada a esse serviço”, reforça. “Entendo que também faz sentido para as geradoras, em função dos cortes atuais. Segundo ele, a adoção do agente armazenador, já citado, tem casos reais de aplicação fora do Brasil, em países como Austrália, Reino Unido e Chile, e poderia ser aproveitada. “Não há uma única resposta, mas no final do dia é o ONS que entende as dores do sistema. A decisão deve ser baseada em fatos, em estudos do que seria melhor para o sistema”, completa. O executivo da Energisa lembra que a costura de parcerias entre possíveis operadores do BESS e fornecedores de tecnologia vem sendo feita, mesmo porque os menores projetos previstos envolvem cerca de 30 MW de capacidade, o que significa um investimento médio entre R$ 200 milhões e R$ 250 milhões. Assim como a possibilidade de escolha de um agente armazenador, Santana avalia que a tarifação também deveria ser inovada na prestação do novo serviço. O processo também deveria considerar a prestação de serviços adicionais, o que levaria a um provável empilhamento de receitas. O especialista lembra ainda que a Energisa não tem nenhum projeto atual de ativação de bateria em sua rede de transmissão. A empresa, no entanto, também estaria estudando as informações disponíveis do leilão para sistemas isolados, onde o BESS pode ser uma solução complementar ao fornecimento de outras fontes. n
14 Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 armazenamento Mercado se organiza para crescimento da demanda O leilão exclusivo para sistemas de armazenamento de energia, esperado para acontecer ainda neste ano, deve ser um divisor de águas para o setor. Três especialistas ouvidos pela Brasil Energia avaliam que o certame pode levar a novos modelos e oportunidades de negócios | POR NELSON VALENCIO | Foto: Divulgação Moura
Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 15 O tamanho do leilão é uma das principais preocupações para Markus Vlasits, presidente da Absae, a associação do setor. “Precisamos de um volume que faça diferença para o setor elétrico e que também consiga atrair investidores”. Preço é outro item importante na balança, no entender de Leonardo Carmo, da UCB Power. Para ele, os valores podem atingir um platô por volta de 2026, na faixa de até R$ 800/kWh. E o regramento, segundo Bernardo Nunes, consultor da Deloitte, “será preponderante”. Vlasits, presidente da Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia (Absae) espera que a Aneel não opte por um leilão “experimental” de cerca de 800 MWh. Ele assegura que o mercado de armazenamento poderia entregar de 15 a 20 GWh de capacidade ao longo dos próximos anos, mas como se trata do primeiro leilão do gênero admite como razoável a colocação de 2 GW de potência para atender uma demanda de quatro horas, resultando em 8 GWh. O mercado atual de projetos instalados ou em instalação no Brasil está estimado em 900 MWh de capacidade e deverá ultrapassar a faixa de 1 GWh ainda no primeiro semestre, nos cálculos de Vlasits. É um número “tímido” em sua opinião, considerando que em 2024, somente em novos projetos, as tecnologias de BESS* teriam agregado cerca de 170 GWh de capacidade no mundo todo, graças à queda de preço dos sistemas de armazenamento combinada com a flexibilidade oferecida pela tecnologia. O perfil dos competidores Entre os empreendedores potenciais, o presidente da Absae lista várias empresas internacionais que já estariam até avaliando terrenos próximos a subestações mais atrativas para a implantação de BESS. De um modo geral, são operadores de transmissão, empresas de geração eólica e solar ou de geração distribuída, que hoje operam blocos de autoconsumo remoto e de geração compartilhada. “Há também agentes do mundo termelétrico, que podem aproveitar a margem de escoamento da usina térmica e instalar um sistema de armazenamento ao lado da subestação a que estão ligados”. Sistema de baterias BESS da Moura instalado na UFMG, em parceria com a Cemig, é o primeiro a interagir diretamente com uma rede de distribuição de energia
16 Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 armazenamento No seu entender, a maior viabilidade financeira são BESS acoplados a usinas solares, sendo que quanto maior o vertimento delas, maior será a sinergia operacional. Mas também aposta em sistemas autônomos, que provavelmente serão alocados no Sul ou Sudeste, mais próximos da carga e funcionando como capacidade despachável a qualquer momento do dia. Nesse último caso, a estratégia deve priorizar a interligação com subestações também com menor custo de Tust, a tarifa de uso de sistemas de transmissão. A dúvida é qual Tust deverá ser cobrada – se de geração ou de consumo. “Se for de geração, todos os sistemas autônomos devem migrar para o Sul- -Sudeste”, diz. “Se a Aneel entender que seria uma Tust de consumo, que não faz sentido, esses sistemas podem migrar para o Centro- -Oeste”, diz Vlasits. Para ele, caso o setor traga as baterias autônomas para o Sul-Sudeste, a regulação deverá estabelecer como sinal locacional a compra da geração. Oportunidades nos nichos Além do leilão exclusivo, o presidente da Absae ainda vê outros segmentos de mercado potencial crescente, como as diversas soluções em sistemas isolados ou como complemento de empresas que compram energia no mercado livre: “A migração traz reduções entre 20% e 25% na fatura. O uso de armazenamento pode acrescentar outros 15%, dependendo das condições”. Ainda segundo o presidente da associação do setor, existe oportunidade para os sistemas de armazenamento crescerem associados à mini e microgeração distribuída (MMGD) e com a interligação nas redes das distribuidoras e em sistemas offgrid. Opinião também compartilhada por Leonardo Lins do Carmo, head de MarkeBESS da EDP junto ao parque fotovoltaico Bailesti, na Romênia: para presidente da Absae, BESS acoplados a usinas solares têm maior viabilidade financeira Divulgação/EDP
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18 Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 armazenamento ting, Produto e Desenvolvimento de Negócios de Soluções de Armazenamento de Energia da UCB Power. “Fala-se muito hoje que o mercado de indústria e comércio está muito maduro. Precisávamos de uma redução substancial do custo da bateria e tivemos isso”, diz Leonardo, para quem os custos dos sistemas já caíram 90% desde 2010. Em alguns modelos de baterias, os preços teriam caído pela metade em 2024. Hoje, na avaliação do especialista da UCB, os custos de fornecimento do kWh de armazenamento oscilam entre R$ 1 mil e R$ 1,5 mil, mas em alguns projetos ele acredita que a precificação poderá cair a R$ 900/kWh, principalmente se o empreendimento envolver soluções híbridas com geradores a diesel. Os valores, na estimativa dele, podem atingir um platô de preços por volta de 2026 com tendência de evoluir para uma faixa de R$ 800/kWh. Mesmo a área residencial, como condomínios de alto padrão, não estão fora do radar da UCB. Esse mercado de baterias menores é apontado por Vlasits, da Absae, como bastante “nichado”. Para o presidente da associação, os segmentos industrial e comercial devem ser atacados antes, simultaneamente aos mercados de MMGD. Bernardo Nunes, consultor da Deloitte na área de energia, também se dedica a estudar o potencial de uso de armazenamento de energia no Brasil e tem dado especial atenção ao crescimento da MMGD. As soluções de BESS funcionariam no seu entender como um grande backup do sistema elétrico. Nunes lembra que o custo dos pequenos sistemas ainda é um desafio, o que poderia ser um limitador para o uso das baterias em grande escala pelos consumidores residenciais. Por outro lado, ele acredita que modelos de prestação de serviço, onde empresas especializadas oferecem a locação de infraestrutura de BESS, podem ser alternativas viáveis para clientes corporativos. Especialmente para esse nicho, mas também para outros que surgem a cada dia, “a regulação de uso será preponderante”, diz o consultor. A mesma consideração tem Vlasits, quando acompanha as movimentações da Aneel na preparação do leilão. Com base nas sinalizações recentes da agência, Vlasits acredita que as regras do leilão serão estabelecidas até maio para que o leilão possa acontecer ainda neste ano. n *BESS é a sigla em inglês para Battery Energy Storage System, que significa Sistema de Armazenamento de Energia em Baterias. Esta matéria é parte integrante da Série Especial “Novos Modelos e Tecnologias em Energia”, produzida pela Brasil Energia com o apoio de Quem é fonte nesta matéria MARKUS VLASITS, presidente da Absae LEONARDO LINS DO CARMO, da UCB Power BERNARDO NUNES, consultor da Deloitte
Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 19 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 A geração descentralizada de energia (GD), hoje majoritariamente solar, tem o potencial disruptivo de transformar radicalmente o secular sistema elétrico centralizado. Mas ainda não chegamos lá. Para chegar, seria preciso acoplar baterias às placas fotovoltaicas para armazenar o excesso de energia solar quando o Sol estiver brilhando para uso durante a noite e em dias nublados. Como essa solução ainda não é econômica, os consumidores “com-placa” se mantêm conectados à rede elétrica. Quando a geração das placas supera o consumo e o excesso de energia é injetado na rede, o consumidor-produtor deveria receber crédito pelo valor da energia “vendida” para a rede, considerando a variação dos preços horários. E a soma desses créditos ao longo do mês deveria ser subtraída da conta de luz. Deveria... mas não é. Na realidade esses créditos são contabilizados em kWh e não em R$, ignorando o fato de que a energia tem preço baixo quando o Sol brilha e preço alto quando o Sol se põe. Não para por aí. Suponhamos que o consumidor residencial tenha “comprado da rede” num mês 1 MWh e que sua conta de luz, sem considerar os impostos, seja de R$700, resultado da soma das seguintes parcelas: energia R$270; transmissão e distribuição R$300; encargos setoriais R$130. Suponhamos ainda que o consumidor-produtor tenha injetado na rede exatamente 1 MWh (o seu consumo mensal). Qual deveria ser o desconto na conta de luz? Uma pessoa com bom senso responderia R$270, que é quanto a distribuidora teria deixado de pagar para as geradoras para atender o seu cliente, considerando o balanço entre entradas e saídas de energia da rede. Isto é, o consumidor deveria pagar R$430 pelo serviço que lhe é prestado. Todavia, a legislação determina que o percentual de redução de consumo de energia se aplique não apenas sobre a parcela energia, mas também sobre as demais parcelas. Com essa regra, a conta de luz desse consumidor hipotético deveria ser zerada, embora ele continue usufruindo dos serviços de rede. Isso só não acontece porque a legislação também determina a cobrança por um consumo mínimo de 100 kWh, que funciona como uma proxy para o custo da disponibilidade da rede. Portanto, o consumidor hipotético pagaria R$70 na conta de luz, em vez de R$430. A diferença corresponde a um custo sistêmico a ser arcado pelos demais consumidores. É como se os consumidores “sem-placa” doassem R$360 para o “com-placa”, para ajudá-lo a pagar a conta de R$430. Idealmente, e não apenas para consumidores residenciais, a tarifa deveria ser binômia, do tipo a + bx, onde a = custo de disponibilidade, em R$/mês, b é o preço unitário da energia (no exemplo, R$270/MWh) e x é igual ao consumo mensal, em MWh. Todavia, pratica-se a tarifa monômia, com cobrança pelo consumo mínimo como proxy para o custo de disponibilidade da rede e dos serviços custeados pelos encargos setoriais. O efeito das regras da GD sobre os consumidores com e sem placa Continue lendo esse artigo em: energia/o-efeito-das-regras-da-gd-sobreos-consumidores-com-e-sem-placa
20 Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 combustíveis Setor marítimo brasileiro embarca na transição energética Empresas brasileiras se mobilizam para reduzir as emissões de GEE no transporte marítimo, dentro de um esforço global muito mais amplo. Afinal, navios se locomovem por todo o planeta e o que vale para um país vale para todos | POR EUGÊNIO MELLONI | Abastecimento de navio no Terig (RS): Petrobras já tem o certificado internacional ISCC EU Red para comercializar bunker VLS (Very Low Sulfur) B24, resultado da mistura de bunker de origem mineral com 24% de biodiesel Foto: Divulgação/Petrobras
Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 21 Dependente em 99% de combustíveis fósseis – principalmente o bunker, utilizado em embarcações maiores, e o diesel marítimo, consumido em embarcações médias e pequenas –, o segmento de transporte marítimo é responsável por 3% das emissões globais de gases de efeito estufa (GEE) no planeta. Além das emissões, os combustíveis fósseis provocam a acidificação da água dos oceanos e a degradação de ecossistemas marinhos, com acentuado impacto nas comunidades costeiras e na atividade da pesca. No Brasil, empresas como a Bunker One, Petrobras, Vibra e Svitzer, cujos cases são reportados nessa matéria, têm promovido ações e destinado investimentos em alternativas aos combustíveis padrões de origem mineral, envolvendo misturas de biocombustíveis ao bunker e ao óleo diesel marítimo, visando obter resultados na descarbonização do transporte marítimo, ou viabilizando o uso de metanol, seja ele de origem mineral ou de resíduos orgânicos. Alguns estudos constatam que o metanol pode praticamente eliminar a emissão de óxidos de enxofre (SOx), 60% de compostos nitrogenados (NOx) e particulados em comparação com os combustíveis marítimos padrões. Além disso, é facilmente biodegradável na água e requer poucos ajustes nas tecnologias de motores existentes quando usado como combustível. Mesmo o metanol originário de gás natural pode reduzir entre 10% a 15% as emissões de CO2 comparado ao bunker e ao diesel. A Bunker One, multinacional dinamarquesa que comercializa combustíveis marítimos e tem sede regional estabelecida no Brasil, conseguiu atestar a viabilidade de uma mistura de 7% do biodiesel, graças a pesquisas desenvolvidas pela Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN). Filippe Fernandez, diretor comercial da companhia, explicou que o percentual foi definido com base nas especificações da International Organization for Standardization (ISO) para combustíveis marítimos na época em que a parceria com a universidade foi firmada, em 2021. Hoje, segundo a versão mais recente da ISO 8217, de 2024, as especificações atestam a possibilidade do uso de até 100% de biodiesel nas embarcações. Os testes realizados pela UFRN envolveram biodiesel de segunda geração, produzido a partir de resíduos como óleo de cozinha usado e gordura animal. Os estudos comprovaram um potencial de redução de 78% a 85% por grama de CO2eq em relação ao diesel, de acordo com a Bunker One. A redução se verifica tanto na combustão da mistura quanto na cadeia de produção do biodiesel, na qual ocorre de forma ainda mais expressiva. Além disso, os testes mostraram que a adição de 7% de biodiesel ao diesel marítimo não provocou perda de potência de operação ou afetou negativamente os motores das embarcações. A Bunker One encaminhou os estudos ao Ministério de Portos e Aeroportos e para a Antaq, a agência reguladora do transporte hidroviário, com o objetivo de contribuir no fomento ao uso de biocombustível pelo setor marítimo. Fernandez destacou que está em vigor na Europa, desde 1º de janeiro de
22 Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 combustíveis 2025, a legislação FuelEU Maritime, que promove o uso de combustíveis renováveis e de baixo carbono e tecnologias de energia limpa para navios. As novas regras têm como meta uma redução gradual da intensidade de gases de efeito estufa dos combustíveis usados no setor, iniciando-se com uma redução de 2% em 2025 e atingindo uma diminuição de 80% até 2050. Com a vigência da FuelEU Maritime, já se observa um aumento do interesse em soluções de baixo carbono no Brasil. Essa procura tende a se intensificar nos próximos anos, especialmente diante da previsão de adoção de mecanismos semelhantes pela Organização Marítima Internacional (IMO) em 2027, conforme destacou o executivo da Bunker One. De toda forma, o combustível fóssil não será repentinamente substituído pelos combustíveis alternativos. Na medida em que o contexto regulatório se torne mais sofisticado, surgirão soluções para rotas e necessidades específicas, determinando uma variação do teor de biodiesel na mistura, prevê Fernandez. Bunker One atesta viabilidade de uma mistura de 7% do biodiesel, em pesquisas desenvolvidas pela UFRN Foto: Divulgação/Bunker One
Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 23 Petrobras: bunker amenizado com 24% de biocombustíveis A Petrobras também vem testando misturas de biocombustíveis ao bunker que produz. A companhia obteve em janeiro o certificado internacional ISCC EU Red para a comercialização de bunker com conteúdo renovável no Terminal de Rio Grande (Terig), no Rio Grande do Sul, oferecendo o VLS (Very Low Sulfur) B24, resultado da mistura de bunker de origem mineral com 24% de biodiesel. Os biocombustíveis utilizados pela Petrobras são produzidos pela sua subsidiária Petrobras Biocombustíveis (PBIO) principalmente a partir de óleo de soja e sebo bovino, seguindo padrões de sustentabilidade e certificação ISCC EU Red. O biodiesel utilizado no VLS B24, por exemplo, tem uma composição de 30% de sebo bovino e 70% de óleo de soja. Além disso, a empresa avalia outras fontes de matéria-prima para aumentar a escala de produção de biocombustíveis marítimos. A utilização da mistura de biodiesel proporciona benefícios significativos na redução de emissões de GEE, segundo a Petrobras. O VLS B24 reduz as emissões de CO2 em cerca de 20% ao longo do seu ciclo de vida, conforme estudos realizados pela companhia. Vibra e Svitzer testam mistura de 20% A Vibra em parceria com a Svitzer, empresa que atua em serviços de rebocadores, iniciaram em fevereiro um projeto-piloto envolvendo a adição de até 20% de biodiesel ao óleo diesel marítimo em Santos (SP). A Vibra conta com autorização da ANP para a comercialização de diesel marítimo com até 30% de biodiesel. A Svitzer informou que a parceria aumentou a expectativa da empresa de acelerar o cumprimento de metas, como a redução de 50% da intensidade de CO2 Projeto-piloto da Vibra com a Svitzer envolve adição de até 20% de biodiesel ao diesel marítimo Foto: Divulgação/Svitzer
24 Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 combustíveis de sua frota internacional até 2030 e tornar as operações globais da companhia neutras em carbono até 2040. A companhia iniciou 2025 avançando em parcerias e soluções de eletrificação em portos nacionais, como Paranaguá e Salvador. RCGI: planta-piloto de metanol verde O Centro de Pesquisa e Inovação em Gases de Efeito Estufa (RCGI), afiliado à Universidade de São Paulo (USP), está construindo uma planta-piloto para a produção de metanol verde a partir do CO2 como combustível alternativo ao bunker e diesel marítimo. O projeto está previsto para entrar em fase de testes em agosto. Pesquisadores do RCGI obtiveram bons resultados na conversão de dióxido de carbono (CO2) em metanol utilizando um catalisador feito com óxido de titânio e óxido de rênio. A pesquisa registrou uma conversão de quase 20% do CO2 utilizado no processo em metanol, por meio do processo de hidrogenação: CO2 + 2H2 = CH3OH. O momento da virada é agora Para a Agência Internacional de Energia (AIE), para que esse segmento do transporte consiga atingir o Net Zero em 2050, o momento da virada é agora: a partir desse ano, será preciso reduzir as emissões do segmento, ano a ano, até 2030, de forma a atingir o Cenário de Emissões Líquidas Zero até 2050 (NZE). A AIE considera que, para que se obtenha uma trajetória consistente rumo a esse objetivo, será preciso chegar a 2030 com um nível de emissões inferior em 15% ao registrado em 2022. Há fatores que dificultam a descarbonização, como o fato de os navios contarem com uma idade média de 22,2 anos em 2023. Boa parte da frota mundial encontra-se, portanto, em um ponto em que os navios são velhos demais para passarem por uma reforma e novos demais para o descarte. Outra questão a ser discutida é quem responderá pela transição energética. Libéria, Panamá e Ilhas Marshall, países que emprestam bandeira para quase a metade da frota mundial e respondem por boa parte das emissões, terão de estabelecer diretrizes para obter a descarbonização. Os investimentos em combustíveis alternativos, novas tecnologias de navios e unidades de abastecimento, contudo, devem ser compartilhados entre armadores, portos e companhias de petróleo. A jornada da descarbonização deverá compreender a utilização de combustíveis renováveis, novas tecnologias, políticas de apoio à transição energética e até mesmo o uso da IA, em busca de maior eficiência no transporte marítimo. Há sinais alentadores de mudanças, ainda que nem todos se refiram a fontes limpas: a Unctad, das Nações Unidas, estima que 21% dos navios encomendados já utilizarão alternativas mais limpas, como o GNL, o metanol e misturas de combustíveis verdes. Nos últimos anos, importantes decisões contribuíram para estimular a descarbonização deste segmento: Em 2018, a International Maritime Organization (IMO), agência da ONU especializada na segurança e na redução das emissões do transporte marítimo, apro-
26 Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 combustíveis vou a sua estratégia inicial para a redução de gases de efeito estufa, estabelecendo uma redução de 40% dos níveis de CO2 por carga útil transportada até 2030, em comparação a 2008, de forma a possibilitar uma redução da intensidade de carbono de 70% até 2050. Mais de 170 países são signatários da IMO e adotaram os limites de enxofre estabelecidos pela agência, o que inclui os principais portos do mundo. A União Europeia incluiu, em 2023, o transporte marítimo no seu Sistema de Comércio de Emissões (ETS), política do bloco para combater as mudanças climáticas, e na FuelEU Maritime, regulamentação específica para a redução das emissões nesse segmento, que passou a vigorar neste ano. A administração Joe Biden nos EUA incluiu, na Inflation Reduction Act (IRA), o apoio à redução de emissões nos portos por meio da eletrificação e para a construção de uma cadeia de suprimentos de amônia verde por meio de seus incentivos fiscais. A Noruega comprometeu, durante a COP27, em 2022, a reduzir as emissões do transporte marítimo em 50% até 2030. A expectativa é que esse esforço envolverá a construção de 700 navios de baixa emissão e 400 embarcações de emissão zero. Japão, China e Coreia levam adiante a construção de embarcações preparadas para amônia. n Esta matéria é parte integrante da Série Especial “Ações em Transição Energética”, produzida pela Brasil Energia com o apoio de AÇÕES REGULATÓRIAS PARA REDUÇÃO DE EMISSÕES DE GEE Fonte: IMO
Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 27 Wagner Victer é engenheiro, administrador, ex-secretário de Estado de Energia, Indústria Naval e do Petróleo, e ex conselheiro do CNPE. Escreve mensalmente na Brasil Energia. Wagner Victer Para aqueles que vivenciaram os problemas ocorridos no país em 2001, o anúncio feito pelo Ministério de Minas e Energia (MME) no início de abril - com o cancelamento do Leilão de Reserva de Capacidade na Forma de Potência de 2025, também conhecido como LRCap 2025 - gerou extrema preocupação, pois decorreu de uma guerra judicial entre grupos econômicos contrários à modelagem desse leilão de energia. Há quem diga até que esse foi um típico episódio de uma “tragédia dos comuns”, fenômeno em que cada grupo empreendedor, na busca de maximizar o ganho máximo para seu portifólio, acabou por conjuntamente derrubar o leilão que já estava sendo esperado pelo mercado há pelo menos 2 anos. Por outro lado, talvez mais felizmente, o fato é que o cenário atual difere profundamente do de 2001, na crise denominada “apagão”, quando havia escassez de energia e o sistema de transmissão era frágil diante das demandas de despacho do Sistema Interligado Nacional (SIN). A atual realidade é diferente por contar com uma oferta de energia relevante e com uma capacidade de planejamento, inexistente à época, graças à criação da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) além do fortalecimento das estruturas técnicas da Aneel e do ONS. Por outro lado, houve uma concentração muito elevada de geração flutuante (intermitente) ao longo do dia, especialmente em razão do crescimento exponencial da geração por fonte solar e eólica no Nordeste. Isso trouxe uma grande complexidade à operação de um sistema interligado em um país de dimensões continentais, pois, ao final do dia, ocorrem fluxos significativos de energia entre subsistemas, algo inimaginável no passado. Para mais que isso, há uma dificuldade técnica na representação dos transientes eletromagnéticos dos geradores renováveis, que foram inseridos no sistema com inversores fora de padrão. Isso gera uma dificuldade na modelagem e operação do sistema, provando episódios como o pequeno apagão de 2023, e o que certamente levou a um legítimo conservadorismo posterior do ONS. Esse é um momento em que o sistema precisa de potência e inércia. Assim, o MME seguiu todo o processo de forma bastante participativa para realizar o LRCap, desde as consultas públicas - MME nº 160, de 8 de março de 2024, e MME nº 176, de 27 de setembro de 2024 - passando pela Portaria Normativa GM/MME nº 96, de 31 de setembro de 2024, até a atualização em 5 de janeiro, por meio da Portaria Normativa MME nº 97. Houve também um esforço para adequação às demandas de todo o mercado e para evitar a judicialização contínua, que infelizmente culminou no cancelamento. As demandas por essa capacidade adicional não foram eliminadas e, até certo ponto, são mitigadas por termelétricas antigas, já descontratadas, que operam como merchants. Essa situação requer nova discussão que envolva o estabelecimento de contratos temporários até a realização de um novo leilão. Aliás, seguir todas as fases desde o início - com a publicação de novas consultas públicas com prazo útil para comentários - impõe um desafio extremamente difícil de programação para esse leilão, previsto anteriormente para junho, de modo que ocorra ainda em 2025. Da mesma forma, o mercado de turbo máquinas para as novas termelétricas certamente enfrenta desconforto em relação à demanda nacional por reserva de slots e à contratação do EPC, diante das incertezas das novas regras e prazos. A expectativa é grande por uma rápida solução dessa situação, bem como pela realização de leilões específicos voltados ao armazenamento (baterias, gravitacional e hidrelétricas reversíveis) que, na prática, mitigarão os impactos do “curtailment”. Estes serão, de fato, um dos principais alavancadores da transição energética, especialmente no subsistema Sudeste-Centro-Oeste, onde se concentra a maior carga e as maiores tendências de crescimento da demanda, em função de novas necessidades, como os data centers. É um debate importante, que servirá de base à discussão do setor energético neste final de primeiro semestre, e que merece toda atenção, rigor técnico, busca da modicidade e para evitar uma nova e indesejável batalha judicial. Desafios e oportunidades para o Leilão de Reserva de Capacidade
28 Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 hidrelétricas Emborcação e Nova Ponte: o oxigênio da cascata do Paranaíba Mais que usinas, ambos são reservatórios gigantes que contribuem para a regularização plurianual das águas das bacias do Paranaíba e do rio Paraná | POR CHICO SANTOS |
Brasil Energia, nº 493, 28 de abril de 2025 29 Os reservatórios vizinhos das UHEs Emborcação e Nova Ponte, somados, representam 21,82% da capacidade de armazenamento de energia do subsistema Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO). Como este responde por 70% de toda a acumulação de água em barragens de hidrelétricas do país, os dois maiores reservatórios da bacia do rio Paranaíba respondem por 15,74% do armazenamento do Sistema Interligado Nacional (SIN). Cheios, eles acumulam um volume total de 30,84 bilhões de metros cúbicos de água e são uma espécie de seguro de uma cascata que abrange seis usinas imediatamente a jusante de ambos, dependendo do ponto de partida da medição, e que, em um diagrama mais ampliado, inclui ainda as grandes usinas do rio Paraná, Ilha Solteira (3.444 MW), Jupiá (1.551,2 MW), Porto Primavera (1.540 MW) e Itaipu Binacional (14.000 MW) e a estratégica hidrovia Paraná-Tietê. Emborcação e Nova Ponte, do ponto de vista estritamente de geração de energia, não estão entre as maiores contribuintes para o fechamento do balanço energético do país, especialmente a segunda que, com seus 510 MW de capacidade instalada, é apenas a 40ª maior UHE 100% nacional (exclui Itaipu). Emborcação, com seus 1.192 MW de capacidade de geração, ocupa o 23º lugar na mesma lista. No dia 3 de abril, por exemplo, as duas geraram, respectivamente, 460,40 e 341,61 MWmed, apenas 0,38% e 0,52% da produção total do SIN naquele dia (88.682 MWmed). Isto em um contexto de fartura em que o planejamento do ONS se permitiu vazões defluentes de 407 m3/s em Emborcação e de 369 m3/s em Nova Ponte, mesmo com afluências de apenas, respectivamente, 331 e 261 m3/s. Em geral, no período ainda considerado chuvoso, mesmo que este ano ele tenha minguado antes do regulamentar 30 de abril, os dois reservatórios operam com vazões defluentes menores do que as afluenUHE Emborcação: junto com Nova Ponte tem sido usadas constantemente pelo ONS para suprir rapidamente o sistema quando a geração solar “ apaga” Foto: Tractebel
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