Mega leilões de transmissão de 2023 vão demandar pelo menos R$ 50 bi até 2030

RIO – O reforço na transmissão de energia já indica uma demanda da ordem de R$ 50 bilhões em novos investimentos apenas nos leilões de 2023.

É quase o valor nominal contratado em todos os leilões realizados entre 2018 e 2022, que somaram R$ 53 bilhões.

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) apresentou, na terça (19/04), a revisão de parte dos estudos de expansão da rede de transmissão de energia. Veja a transmissão do evento.

“Precisamos passar uma mensagem ao mercado, importantíssima (…) esses 50 bi são uma espécie de piso a partir de 2023. É necessário que as empresas viabilizem esses investimentos”, afirmou Guilherme Zanetti, coordenador-geral de Planejamento da Transmissão do Ministério de Minas e Energia (MME).

A cifra vai crescer com a conclusão dos estudos para interligação dos grandes novos sistemas de transmissão e o planejamento de contratação pós-2023.

As linhas precisarão ficar prontas entre 2028 e 2030. A previsão é que sejam feitos dois leilões por ano, em junho e dezembro até 2024, além de eventuais concorrências extraordinárias.

“Colocamos aqui a necessidade de o mercado antecipar seu planejamento para viabilizar esses investimentos”, reforçou.

Expansão da geração no Norte e Nordeste; e consumo no Centro-Sul

A justificativa é o expressivo aumento na capacidade de geração das regiões Norte e Nordeste, tanto de renovável como das térmicas a gás natural previstas na lei de privatização da Eletrobras.

Os novos sistemas também terão a função de aumentar a segurança no suprimento, com transmissão de energia de hidrelétricas da região Norte. A ideia é escoar a energia para os maiores centros consumidores, no Centro-Sul.

As renováveis ajudam a compensar a falta de chuvas, que levou à crise energética de 2021. No período seco do ano, entre maio e novembro, chove menos no Centro-Sul e venta mais no Nordeste.

“Quando a gente olha esses cinquenta bilhões, temos que enxergar que a transmissão atende dois princípios fundamentais: aumento da segurança e redução de custo”, afirmou o diretor de Estudos de Energia Elétrica da EPE, Erik Rego.

Para justificar o investimento na geração próxima aos centros de carga, sem necessidade desses investimentos bilionários, é preciso considerar não apenas o custo das linhas para o consumidor, mas a competitividade das fontes no Nordeste, defendeu o diretor.

Pelos modelos da EPE, convertido na parcela do custo da energia que chega para os consumidores, o investimento representa de R$ 9 a R$ 15 por MWh, a depender do fator de capacidade das usinas interligadas pelas novas linhas.

“No meio do caminho, pega 12 doze reais o megawatt-hora. A pergunta que a gente faz é: existe uma fonte no Sudeste que custe, por exemplo, o valor de uma eólica mais doze reais [o megawatt-hora]?”.

“Se tiver alguma fonte no Sudeste que custe a eólica mais doze reais, essa linha [de transmissão] está cara. Não temos essa fonte, que custa eólica mais doze reais [no Sudeste]”, exemplificou.

Em 2021, novas termoelétricas, o tipo de usina que pode mais facilmente ser instalado no Sudeste, foram contratadas a R$ 196 por MWh; eólicas saíram a R$ 150 por MWh; usinas fotovoltaicas, a R$ 136 por MWh.

Pela condições climáticas, as regiões Nordeste e Sul são os principais destinos de investimentos em eólicas.

Estimativas de investimento nos novos grandes sistemas

Área Sul: R$ 18 bilhões

• Bahia – Sudeste
• 6,6 mil km de linhas (500 kV)
• Cinco subestações

Antecipação Norte de MG: R$ 6 bilhões

• 2,5 mil km de linhas (500kV)
• Projetos adicionais em Minas Gerais, que seriam detalhados nos estudos futuros de interligação, mas foram antecipados para dar vazão aos novos projetos da Área Sul

Área Norte: R$ 6,2 bilhões

• Ceará – Piauí
• 2,2 mil km de linhas (500kV e 230kV)
• Quatro subestações

Área Leste: R$ 4,8 bilhões

• Alagoas – Pernambuco – Paraíba
• 1,5 mil km de linhas (500kV e 230kV)
• Três subestações

O investimento a ser contratado em 2023 chega a R$ 50 bilhões, com o detalhamento dos projetos de interligação em múltiplos estados.

A geração renovável no Norte e, principalmente, no Nordeste, está em 34 GW de capacidade já contratados nos mercados livre e cativo até 2025, dos quais 19 GW (16,3 GW em eólicas) estão em operação.

Para o planejamento da transmissão, foi considerada uma expansão adicional de 14 GW até 2030, totalizando 48 GW de eólica e solar nas duas regiões, com base nas premissas do Plano Decenal de Energia (PDE).

A lei da Eletrobras, por sua vez, obriga o país a contratar 3,5 GW em regiões sem gasodutos, para utilizar gás natural nacional produzido no Norte e Nordeste. Foi uma contrapartida do Congresso Nacional para aprovar a privatização. Outros 2 GW poderão ser contratados no Sudeste; e 2,5 GW no Centro-Oeste.

Vale lembrar que são térmicas na base, com inflexibilidade de 70%, o que desloca a energia renovável.

Em 2021, antes da aprovação da lei, a EPE estimou que 2 GW/ano a gás natural na base entre 2027 e 2030, provocam uma redução de 12 GW eólicos e 3,5 GW de fotovoltaicas, considerando os mesmo cenários de expansão.