Diálogos da Transição

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O peso da energia na privatização do São Francisco

O custo da energia para movimentar as bombas da transposição do Rio São Francisco terá um papel central nos planos de privatizar a operação e manutenção do sistema, mas avaliações iniciais indicam que é a melhor saída é deixar a solução por conta do futuro investidor.

A conta feita, até o momento, indica que todas as alternativas para gerar energia nos canais do São Francisco (veja os detalhes alternativas no próximo painel) podem representar um custo final mais elevado do que os praticados nos leilões da Aneel, segundo uma avaliação feita, ano passado, no Ministério da Economia – a epbr teve acesso a documentos do processo.

No Ministério de Minas e Energia, é estudada a viabilidade de um leilão para aproveitar o potencial energético do sistema de transposição do São Francisco, com a meta de reduzir os custos do abastecimento de água.

O assunto é subsídio (cruzado). Para remunerar o investimento em geração, o excedente de energia poderia ser vendido. E, se confirmada a estimativa que gerar energia no São Francisco custa até mais do que as térmicas negociadas em leilão, a conta mais cara será paga por todos os consumidores…

… Estimativa do BNDES aponta que solar flutuante pode sair por até R$ 258 por MWh, enquanto usinas negociadas em leilão foram contratadas por R$ 68 (A-4) e R$ 84 (A-6) por MWh no mercado cativo, em 2019.

Entre os modelos, também é considerado um leilão específico para compra de energia pelo operador do São Francisco. Hoje a operação está restrita ao mercado livre e, neste caso, a preocupação é com a modelagem desse leilão e eventual aumento de preço para pagar o risco do gerador ou, eventualmente, o engessamento dos custos do sistema em um contrato de take-or-pay…

…Formato em que operador da transposição paga, independente dos despachos de energia, para garantir o suprimento (e a remuneração do gerador) ao longo do contrato. Em umas das análises feitas na Economia, essa alternativa não é apontada como garantia de redução dos custos.

Como a análise é feita a partir do plano de privatizar, a recomendação de técnicos do ministério é deixar a energia por conta de quem assumir a operação, sem considerar o uso de dinheiro público ou impor uma solução na modelagem da concessão – e no custo final da água. Caberia, então, ao futuro concessionário assumir o risco da energia, mas com a flexibilidade para implementar as soluções.

O que já foi feito: em agosto, ficou definido que o Ministério de Minas e Energia (MME) deve encaminhar ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), uma proposta para realização de um leilão de energia com objetivo de reduzir os custos com a operação do PISF, o projeto de integração do Rio São Francisco.

Estima-se que a energia pode representar 70% dos custos operacionais – com impacto direto se incluída na modelagem da concessão – e, desde 2017, há estudos contratados para testar a viabilidade do uso de fontes renováveis, incluído solar fotovoltaica, eólica e hidroelétricas (PCHs).

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Alternativas para geração de energia no sistema de transposição do São Francisco

Diferentes estudos avaliaram a possibilidades de geração de energia no PISF, contratados pelo Ministério do Desenvolvimento Regional (MDR, antigo Integração Nacional) e pela Economia, com o BNDES (mais recente).

Em um dos ofícios, que a epbr teve acesso, é feita uma consolidação dessas alternativas pelo Ministério da Economia. Em todos os casos, a energia fica mais cara do que a praticada em recentes leilões da Aneel. Destacamos:

Solar flutuante – instalação de painéis fotovoltaicos no espelho d’água dos reservatórios, com potencial para até 3,5 GW.

• Autoprodução, com instalação de 0,2 GW de potência, exclusivamente para atender a demanda do sistema. Custo estimado entre R$ 152 (MDR) e R$ 220 por MWh (BNDES) para o PISF;
• Leilão estruturante, sem aumento da capacidade de escoamento da energia (usa as linhas de transmissão existentes). Potência de 0,6 GW, com contrapartidas: energia entre R$ 208 (MDR) e R$ 258 (BNDES) por MWh e custo reduzido para o PISF (R$ 96 por MWh, MDR);
• Leilão estruturante, com ampliação da transmissão para aproveitamento de todo o potencial estimada em 3,5 GW: aumento da escala, com custo zero (contrapartida) para o PISF e energia gerada a R$ 229 por MWh (MDR);

Pequenas centrais hidrelétricas (PCH) – alternativa combinada com geração fotovoltaica nos canais e tecnologia de seguidor solar (estudo contratado pelo MDR).

• O PISF investe integralmente na geração, com aporte de recursos públicos para construção e operação das usinas. Instalação da PCH de Jati, potencial total combinada de 0,2 GW e preço final de R$ 152/MWh;

Eólica (descartada) –  exploração do potencial de 126 MW no Túnel de Cuncas, mas considerada inviável pela baixa velocidade dos ventos (estudo do MDR);

Além das fontes, foram avaliados os impactos de diferentes modelos de negócios. Para o leilão estruturante, foi considerada a oferta da infraestrutura do PISF (transmissão e potencial de geração), escalonada em até seis anos, em lotes.

Vencedores do leilão ganham escala, melhor uso da infraestrutura existente e, em troca, o operador do São Francisco não paga pela energia – é a alternativa que sai a R$ 229 por MWh, com custo zero para o PISF.

Outro exemplo: foi considerada a possibilidade de o operador do PISF participar de leilões de energia nova, atraindo sócios para investir nas usinas. Um desafio, dada a competitividade.

 Instalação de solar flutuante na Noruega

Foto: Ocean Sun

A Ocean Sun desenvolveu, com aportes do Innovation Norway e do Research Council of Norway, um modelo de usina solar instalada sobre membranas flutuantes, em balsas de 70 metros de diâmetro. Ideia é reduzir custos com material, ter ganhos de escala e facilitar a instalação.

Primeiro contrato comercial da Ocean Sun foi fechado com a Statkraft, para instalação de quatro módulos em uma usina hidrelétrica na Albânia, com custo total de 2,3 milhões de euros, 2 MW de potência e início da operação em meados deste ano.

Estimativas do Banco Mundial apontam que as usinas solares flutuantes podem atingir 10 GW de capacidade até 2030. Em 2017, levantamento identificou projetos com 0,25 GW ao redor do mundo.

Por aqui, a mais recente é da Chesf, com 1 MW (de 4 MW planejados) instalado no reservatório de Sobradinho (BA). Projeto de P&D da companhia, inaugurado em 2019.

Empresas formam coalização para promover energia offshore com foco em clima

Empresas de petróleo e energia formaram a Ocean Renewable Energy Action Coalition (em inglês), para representar o setor de eólicas offshore em fóruns de discussão de mudanças climáticas. Grupo será liderado por Ørsted e Equinor e fazem parte CWind, Global Marine Group, JERA, MHI Vestas, Mainstream Renewable Power, Shell, Siemens Gamesa, TenneT e The Crown Estate.

Segundo o High-Level Panel for a Sustainable Ocean Economy (.pdf, em inglês), a geração de energia renovável offshore – eólica, solar, marés e ondas – pode representar até 10% das reduções anuais de gases do efeito estufa necessárias para manter as temperaturas globais abaixo de 1,5 ºC acima dos níveis pré-industriais até 2050.

“Espera-se que a maior parte desse potencial de mitigação das mudanças climáticas seja proveniente de energia eólica offshore”, destacou a Equinor. As primeiras ações serão anunciadas na 2º Conferência da ONU sobre os Mares em junho deste ano, em Lisboa (Portugal).

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