Energias renováveis ganham força na matriz energética

Com avanços regulatórios, energias renováveis ganham força

Energias renováveis ganham força na matriz energética com avanços regulatórios ©QD Foto: iStockPhoto

O ano de 2022 promete ser marcado pela entrada do Brasil em novas fronteiras tecnológicas das fontes renováveis de energia.

Cada uma com seu tempo de maturação, mas com novas regulamentações e programas para estimular sua inclusão no pipeline de projetos dos investidores, as fronteiras a serem exploradas serão as usinas híbridas, as eólicas offshore, o hidrogênio verde e as baterias de armazenamento.

Para começar, desde 3 de janeiro passou a valer a Resolução Normativa 954, da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que regulamenta a implantação de centrais geradoras híbridas (UGH) e associadas.

Com as novas regras, passou a ser possível para investidores agregarem duas ou mais fontes de energia em um mesmo empreendimento de energia, usando o mesmo contrato e sistema de conexão ao sistema de transmissão.

A normativa estabelece as regras de outorga, de contratação do uso do sistema de transmissão e de tarifação, gerando descontos nas tarifas de uso, a chamada Tust.

Além de tornar o custo de geração menor por conta das tarifas unificadas para as variadas fontes, o que antes da resolução não era permitido, outra grande vantagem da solução é a complementaridade da geração.

Isso é especialmente importante para fontes intermitentes, com destaque para a eólica e a solar, já que a primeira concentra a geração de forma principal no período noturno e a segunda, obviamente, durante o dia.

Essa conjugação do potencial de cada fonte torna quase contínua a geração das usinas híbridas (com uma única outorga para as duas ou mais fontes e sistemas de medição distintos ou únicos) ou associadas (duas ou mais outorgas com sistemas de medição distintos).

O outro potencial de uso é para agregar a fonte hidrelétrica com a solar. Nesses casos, os módulos solares podem tanto ser implantados de forma flutuante nos reservatórios das usinas ou em terrenos contíguos.

A grande vantagem operacional é permitir, com a solar, a otimização do despacho da energia hidrelétrica, cuja operação é centralizada pelo ONS (Operador Nacional do Sistema de Energia Elétrica).

Em apresentação da nova norma durante webinar, a diretora da Aneel, Elisa Bastos Silva, acrescentou outra vantagem da solução híbrida.

Para ela, os novos empreendimentos, que já começam a ser anunciados por grandes players do setor elétrico, vão reduzir os custos da expansão da potência instalada de energia no Brasil.

Isso porque serão evitados investimentos em dois ou mais sistemas de conexão à transmissão, que as usinas híbridas ou associadas passarão a compartilhar. Serão menos subestações, transformadores, linhas, entre vários outros equipamentos que representam percentual elevado do custo de instalação.

Além disso, ainda segundo Elisa, haverá otimização do uso da rede de transmissão do país, que em muitas regiões apresenta déficit na capacidade de escoamento da energia. Isso significa, por exemplo, que um escoamento de energia de uma eólica antes realizado de forma mais “cheia” apenas durante a noite passará a ser melhor aproveitado também durante o dia por uma geradora solar. Isso, no fim das contas, diminui a demanda por mais investimento em transmissão no Brasil.

“As híbridas devem postergar a necessidade de expansão em vários pontos de conexão”, disse.

Em uma projeção da Aneel, de imediato já seria possível adicionar 9 GW de potência no Nordeste com hibridização e associação de usinas solares eólicas e solares conectadas ao sistema de transmissão. E a se guiar pelos primeiros anúncios de investimento na área o potencial deve ser logo aproveitado.

A AES Brasil, uma das maiores empreendedoras de energia do país, já começou a divulgar que hibridizará vários dos seus projetos, agregando energia solar em parques eólicos (em operação ou em fase de projeto) e em hidrelétricas.

A empresa já fará pedidos de outorga neste ano, segundo disse o diretor de desenvolvimento de novos negócios, Bernardo Sacic.

Os primeiros projetos serão em usinas já em operação, ou seja, seguirão o modelo de associadas. No complexo eólico Alto Sertão II, em Guanambi e Caetité, na Bahia, de 386 MW, a AES planeja instalar 700 MW de solar.

O outro é na usina hidrelétrica Água Vermelha, no interior paulista (Uroeste), de 1,3 GW, e onde estão planejados 122 MW de solar fotovoltaica. A previsão é agregar as novas usinas solares em 2023.

Outros sistemas híbridos estão programados em projetos eólicos ainda não construídos da AES. No complexo eólico Cajuína, no Rio Grande do Norte, previsto para o segundo semestre de 2023, de 1,1 GW, a ideia é incluir uma usina solar fotovoltaica de 500 MW, cujo pedido de outorga para híbrida será feito ainda no primeiro semestre.

Também é intenção, no médio prazo, tornar o complexo eólico Tucano, de 580 MW e em operação desde o fim de 2021, híbrido com mais 500 MW de solar.

Aliás, faz parte dos planos, segundo Sacic, sempre contemplar a possibilidade da hibridização nos projetos futuros de eólicas e hídricas, agregando solar aos projetos, já que a solução torna a energia mais barata por conta dos ganhos no custo operacional.

Com 11 hidrelétricas no momento, de grande e médio porte, todas elas passam por estudos de viabilidade pela AES para receber módulos solares.

Eólicas offshore – A outra nova fronteira renovável com previsão de entrar mais firme na pauta em 2022 é a de geração eólica no alto-mar, offshore, que ganhou regulamentação própria já no início do ano.

No dia 25 de janeiro, foi publicado no Diário Oficial da União o Decreto Presidencial 10.946/2022, que dá as diretrizes iniciais para a implantação dos imensos parques no alto-mar.

Válida a partir de 15 de junho, a esperada regulamentação disciplinou a cessão de uso do mar para os empreendimentos, feita pelo Ministério de Minas Energia (MME).

Mas para ter a cessão do ministério, os interessados precisarão antes emitir a chamada Declaração de Interferência Prévia (DIP), para identificar a existência de outras atividades na área marinha.

Essas exigências demandarão um périplo dos investidores por vários órgãos, como Marinha, Aeronáutica, Ibama, ANP, ministérios do Turismo, Agricultura e Infraestrutura. Nesses locais, será possível identificar alguma interferência que impossibilite o projeto, o que precisará ser documentado.

Apenas após esses processos, e depois da cessão de uso pelo MME, o investidor poderá pedir outorga do projeto para a Aneel. Os parques poderão ser em regime de produção independente ou de autoprodução (com cessão onerosa).

Apesar de representar processo complexo para autorização, o decreto foi bem visto pelos agentes do setor. Para a presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), Elbia Gannoum, o decreto possibilitou que os investidores saibam qual o caminho precisam seguir para registrar e autorizar seus projetos, apesar da complexidade.

Energias renováveis ganham força na matriz energética com avanços regulatórios ©QD Foto: iStockPhoto
Presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), Elbia Gannoum

“Antes disso era impossível saber em quais portas bater”, diz.

Segundo Elbia, aliada aos termos de referências já existentes no Ibama para as licenças ambientais das eólicas offshore, a regulação comercial resolve quase todas as pendências iniciais para os investimentos.

Outro aspecto que falta resolver, porém, é ter demanda para os primeiros projetos. Isso porque os parques eólicos têm elevada potência, sempre acima de 500 MW e mais comumente na casa dos gigawatts.

E o Brasil, com a economia estagnada há alguns anos, não terá distribuidora, por um bom tempo, com necessidade de demanda nessa ordem.

Para ela, a única forma de fazer os primeiros projetos serem implementados seria pela estruturação de leilões regulados de energia de reserva, modelo adotado para garantir energia em momentos de necessidade, sob contratação do governo, e que não depende de declaração de demanda das distribuidoras.

“Nesse modelo já seria possível ter leilões em 2023 e os primeiros parques poderiam estar operando a partir de 2027”, diz.

Apesar da dúvida sobre a demanda, os investidores mostram apetite considerável pela nova fronteira energética.

Há no momento 23 projetos em processo de licenciamento no Ibama, que juntos totalizam 46,6 GW de potência instalada projetada, mais do que o dobro do já em operação nas eólicas onshore, cuja capacidade instalada está atualmente em 21 GW, com 777 parques eólicos em terra.

Além disso, o potencial da geração eólica offshore no Brasil é muito grande, principalmente no Nordeste, mas também em áreas litorâneas do Sul e Sudeste do país.

As estimativas, em áreas de profundidades de até 50 metros, oscilam entre 700 GW, segundo estudo da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), até 1,2 TW, segundo outro levantamento do Banco Mundial.

Mesmo que de início possa ser mais difícil viabilizar os primeiros empreendimentos offshore, a verdade é que há um cenário ideal. Além do potencial, o Brasil já criou ao longo dos últimos 20 anos uma cadeia de fornecedores para atender a fonte eólica onshore e conta com os principais produtores globais de aerogeradores com fábricas locais.

Da mesma forma, as empresas de energia, que já têm parques offshore em outros países, estão no Brasil há também muito tempo e se interessam pela nova fonte.

Entre os grupos com projetos no Ibama estão a Equinor, a Prumo Logística e outros, como a Qair, além de outros de origem nacional em sociedade com estrangeiros.

Há cinco projetos no Ceará, que totalizam 6,3 GW, outros cinco para a costa do Rio de Janeiro, com total de 16,1 GW, dois no Piauí (2,4 GW), cinco no Rio Grande do Sul (12,5 GW), um no Espírito Santo (1,4 GW) e quatro no Rio Grande do Norte (6,8 GW).

Com hidrogênio verde – O desenvolvimento da fonte eólica offshore no Brasil tem ainda mais importância tendo em vista que outra grande fronteira energética global, a do hidrogênio verde (H2V), está diretamente ligada a ela e, da mesma forma, está sendo palco de anúncios de investimentos no país.

Dependente de muita eletricidade renovável na produção por meio de unidades de eletrólise alcalina, o hidrogênio verde representa demanda certa pelas altas potências instaladas dos parques eólicos offshore.

Além disso, por ser um combustível que no caso do Brasil visará a exportação por navios para países europeus e asiáticos, o fato de os parques ficarem na costa abre a possibilidade de criação de hubs de produção de H2V em regiões portuárias.

É exatamente para aproveitar essa sinergia que está sendo organizado o principal projeto para criar um polo de hidrogênio verde no Brasil, no Complexo Portuário e Industrial do Pecém-CE.

No estado, além da geração solar fotovoltaica e eólica onshore, que já são uma realidade e crescem a cada dia, a estimativa é de que o potencial eólico offshore cearense seja de 117 GW, um terço do total de 360 GW de potencial do Nordeste, em áreas com profundidade até 50 metros, segundo levantamento da EPE.

Esse potencial é responsável por incentivar a assinatura de memorandos de entendimento de empresas com o governo cearense para montar fábrica e produzir o H2V no porto do Pecém.

É o caso, por exemplo, da Qair Brasil, que pretende erguer uma unidade de hidrogênio verde para 296 mil t/ano, planejado para 2023.

Ao mesmo tempo, a própria empresa conta com processo de licenciamento ambiental aberto no Ibama para o Complexo Eólico Marítimo Dragão do Mar, de 1,2 GW, que deve ser implementado na costa cearense.

Ao todo, aliás, há 13 memorandos de entendimento assinados com o governo cearense, de empresas interessadas em implementar unidades produtivas de H2V, como as energéticas EDP, Engie, Eneva, Enegix, Neoenergia e AES, além de White Martins, Fortescue, Hytron, Diferencial, H2Helium e Transhydrogen Alliance.

Como garantia para erguer os projetos de hidrogênio no Ceará, os grupos contam com a potência instalada atual de 2,6 GW de eólicas onshore (2,5 GW em operação) e de 2,9 GW de potência outorgada para solar (497 MW já em operação). Mas logicamente se fundam nos muitos investimentos futuros em offshore e mesmo em usinas híbridas.

Embora ainda não tenha projeto eólico offshore em licenciamento, no caso da AES Brasil há planos de investir até US$ 2 bilhões no Ceará no projeto de H2V, o que incluirá usina híbrida solar-eólica com capacidade inicial de 1,5 GW, para alimentar unidade de eletrólise para gerar 500 mil t/ano de amônia verde, segundo o diretor Bernardo Sacic.

Além do Ceará, há outros estados brasileiros querendo seguir o mesmo rumo do hidrogênio verde. Pelo menos três já anunciaram pré-acordos com outros grandes grupos para formar polos de produção do combustível verde.

O Rio de Janeiro tem planos para o Porto do Açu; Pernambuco, no porto de Suape; e o Rio Grande do Norte, para Natal. Todos esses têm em comum também o fato de terem projetos de eólicas offshore em licenciamento.

No Rio de Janeiro, a empresa australiana Fortescue anunciou em 2021 planos para construir planta de H2V no Porto do Açu. O planejado é produzir 250 mil t/ano (ou de 300 MW) também de amônia verde a partir do hidrogênio, o que facilita o escoamento via exportação ou para venda no mercado interno para a indústria de fertilizantes.

Durante o anúncio do investimento, a Fortescue comentou que a ideia é utilizar energia de projetos eólicos e solares. Desta última, há a possibilidade de parceria com a norueguesa Equinor, que também no ano passado afirmou estar avaliando a construção de usina solar fotovoltaica no Açu.

Essa unidade de H2V também pode ter boa parte de energia renovável suprida pelos futuros parques eólicos offshore.

Há cinco projetos em licenciamento na costa do Rio de Janeiro, com total de 16,6 GW, sendo um deles na mesma controladora do Porto de Açu, a Prumo Logística.

Trata-se do projeto Ventos do Açu, de 2,16 GW de potência instalada. Também a Equinor, com quem a Fostescue imagina fazer parceria com solar, tem um projeto eólico offshore de alta potência em licenciamento na costa fluminense, o Maracatu, de 3,8 GW.

Baterias e GD – Outra nova fronteira que deve dar passos importantes em 2022 é a de baterias para armazenamento de energia. A Aneel prometeu, segundo afirmou seu diretor geral, André Pepitone, em novembro de 2021, começar a fazer uma regulamentação para facilitar a utilização da tecnologia em larga escala para reduzir os efeitos da intermitência das fontes renováveis na matriz elétrica brasileira.

Também foi marcante para o setor elétrico nacional a aprovação do novo marco regulatório da geração distribuída (Lei 14.300/2022), que passou mais de dois anos em tramitação, aprovada pelo Senado em dezembro e sancionada pela Presidência da República em 7 de janeiro de 2022.

A decisão promete dar segurança para os projetos dessa modalidade de autoprodução de energia para consumos até 5 MW: microgeração é até 75 kW e minigeração de 75 kW até 5 MW (ou até 3 MW, para fontes não-despacháveis).

A grande celeuma que atrasou a revisão da lei da geração distribuída foi solucionada com a manutenção das regras que estabelecem isenção total dos custos de tarifa de uso do sistema de distribuição até 2045 para as micro e miniusinas já com sistemas instalados e que peçam acesso até um ano após a publicação da lei.

As distribuidoras de energia pediam o corte dos subsídios aos proprietários de usinas de GD, principalmente solar, que eram isentos de tarifação, por usarem a rede mesmo dependendo delas em seus sistemas conectados.

De forma geral, o texto do marco regulatório foi considerado avançado e conseguiu abarcar os interesses de todos os agentes do setor.

Entre as mudanças, a nova lei ampliou as modalidades de geração compartilhada – quando a energia de uma usina até 5 MW, seja ela solar, de biogás ou uma PCH, pode gerar créditos de compensação para serem compartilhados entre consumidores.

Agora é permitido que qualquer condomínio civil voluntário ou associação civil se organize para compartilhar a energia. Antes, isso era limitado a consócios de pessoas jurídicas e cooperativas de pessoas físicas.

Também foi elogiado o fato de os projetos de geração distribuída agora serem considerados como de infraestrutura, o que os tornam elegíveis aos benefícios do Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (Reidi) e também para emissão de debêntures incentivadas.

Isso tem potencial para alavancar ainda mais os projetos, que hoje já representam 9 GW no Brasil, com tendência de aumento considerável ao longo dos próximos anos.

Já com mais de 1 milhão de unidades consumidoras recebendo créditos de compensação de energia, com 809 mil centrais geradoras conectadas, a fonte solar fotovoltaica responde pela maior parte, com 8,8 GW. Em segundo, estão as termelétricas (biogás ou biomassa), com 115 MW, seguido pela fonte hídrica, com 63 MW e a eólica com 15 MW.

Em classe de consumo, os residenciais são os que mais atuam na geração distribuída, principalmente com as micro e miniusinas solares, com autoconsumo ou nas modalidades de consumo remoto e/ou compartilhado. Eles respondem por 3,8 GW, seguido pelo comercial com 3 GW, classe rural (1,2 GW) e industrial (716,7 MW).

Leia Mais:

Deixe um comentário

O seu endereço de e-mail não será publicado. Campos obrigatórios são marcados com *

Adblock detectado

Por favor, considere apoiar-nos, desativando o seu bloqueador de anúncios