Descarbonização da matriz elétrica brasileira

O Brasil apresenta uma posição privilegiada para a transição energética. O alto nível de renováveis em sua matriz elétrica resulta em baixas emissões e cria as condições ideais para permitir a descarbonização por meio da eletrificação e produção de produtos com baixa pegada de carbono.

Ainda há, contudo, incertezas sobre o futuro dessa matriz, com políticas impulsionando o aumento da participação de combustíveis fósseis e o maior crescimento de demanda pela eletrificação da economia.

Estudo recente da consultoria PSR para o Banco Mundial, que fez parte do Relatório sobre Clima e Desenvolvimento para o País, mostra que é possível o setor elétrico alcançar zero emissões, mesmo com o aumento de demanda elétrica decorrente da transição energética.

Neste artigo, elaborado a convite do Instituto E+ Transição Energética, apresentamos os principais cenários para a expansão do setor elétrico brasileiro até 2050 considerados no estudo:

• Business as Usual (BaU) – Cenário de referência, sem considerar políticas de descarbonização;
• Descarbonização profunda do setor elétrico (DDPS) – Cenário com meta de atingir zero emissões no setor elétrico até 2050.
• Cenário de Alta Eletrificação (HES) – Cenário com meta de zerar emissões e um aumento significativo de carga devido à eletrificação de outros segmentos da economia (indústria, transporte e produção de hidrogênio verde – H2V).

Para cada um desses cenários, foi obtido o plano de expansão do sistema elétrico, utilizando os modelos da PSR OptGen (planejamento da expansão), SDDP (operação do sistema) e Time Series Lab (cenários de geração renovável).

A partir dessa cadeia de modelos foi possível determinar a expansão ótima do sistema que minimize o valor presente do custo de investimento mais o valor esperado do custo de operação, respeitando o atendimento à carga total e restrições operativas do sistema.

Sem políticas de descarbonização

O cenário BaU considera um aumento de demanda em quase duas vezes entre 2021 e 2050. Essa demanda adicional é atendida principalmente pela expansão das fontes eólica onshore e solar (centralizada e distribuída), de 46 GW e 92 GW, respectivamente, até 2050.

Há também um pequeno crescimento de hidrelétricas e biomassa e a entrada dos 8 GW de térmicas a gás natural inflexíveis estabelecida na Lei de capitalização da Eletrobras (Lei 14.182/2021).

Esse cenário já conta com a inserção de novas tecnologias no sistema, como eólicas offshore e usinas hidrelétricas reversíveis (UHRs).

Os projetos eólicos offshore começam a entrar depois de 2040, quando a tecnologia se torna economicamente competitiva de acordo com premissas adotadas pelo estudo. As UHRs também entram no final do horizonte, porém seu intuito é prestar serviços de flexibilidade para o sistema.

A entrada é tardia e reduzida, pois assume-se que as hidrelétricas existentes teriam capacidade de prover esta flexibilidade operativa. Esta hipótese pode estar otimista, considerando-se as restrições hidráulicas nas bacias hidrográficas. Se assim for, a entrada das UHRs seria antecipada e seu montante aumentado.

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Net Zero 2050

Para o cenário DDPS, com o objetivo de atingir zero emissões em 2050, foi proibida a entrada de novas usinas térmicas a combustível fóssil, que já não estejam em construção, e foi considerado que as existentes seriam desativadas após o término do contrato de fornecimento.

Para compensar a saída dessas térmicas, o modelo selecionou mais energia eólica onshore, dado seu alto fator de capacidade e complementaridade sazonal com as hidrelétricas. O sistema resultante foi 99% renovável e 1% nuclear, atingindo a meta de zero emissões.

Menor custo total

Ao contrário do esperado, esse cenário resultou em custos totais menores (cerca de 15%) do que o cenário BaU.

A construção de ativos de geração renovável e transmissão para escoar energia principalmente do Nordeste para o Sudeste implica maiores custos de investimento, porém diminui o custo de operação ao reduzir o uso de combustíveis fósseis.

Além disso, uma parte significativa da economia de custos operacionais resulta da não construção dos 8 GW obrigatórios de usinas térmicas.

Cenário de Alta Eletrificação

A mesma premissa de descomissionamento térmico adotada para o DDPS foi utilizada no cenário HES. Como esperado, os investimentos são significativamente maiores, dado que a carga elétrica em 2050 atinge um valor 50% maior do que a carga do cenário BaU, pela maior eletrificação da economia e produção de H2V.

Esse cenário admite uma inserção bem maior de eólicas onshore e solar, além da entrada mais agressiva de eólica offshore e UHRs, que apresentam, respectivamente, 28 GW e 39 GW de capacidade instalada em 2050.

Por fim, o cenário também admite a entrada de térmicas offshore em plataformas do pré-sal que funcionam com gás associado e injetam o CO2 produzido de volta no campo, representando uma térmica de baixo carbono.

Maior custo incremental 

Esse cenário apresentou um custo total para o setor elétrico 53% maior do que o DDPS, ou seja, há um custo incremental maior de eletrificar outros setores da economia.

No entanto, considerando a redução no uso de combustíveis fósseis devido à eletrificação e as receitas da exportação de H2V, o valor presente dos custos totais do HES é apenas 12% maior.

Os resultados mostram o benefício econômico em expandir o setor elétrico brasileiro com energia renovável e sua capacidade de atender à demanda adicional de eletrificação e produção de H2V, com a inserção de novas tecnologias de geração e armazenamento.

Os principais desafios, portanto, para atingir a descarbonização do setor elétrico não são técnicos, porém institucionais, reforçando a necessidade de ter um planejamento energético eficiente, livre do impacto de políticas desalinhadas com os interesses público e ambiental.

Luana de Souza Gaspar é especialista em descarbonização e ESG; Rafael Kelman é diretor-executivo; e Lucas Yukio Okamura é consultor na área de planejamento energético da PSR.