
Prezado Senhor Editor da Revista Isto É. Em resposta à entrevista da edição de 01/10/2021, intitulada “Por falhas na gestão, tarifa de luz ficará mais cara até 2026”, com o ex-presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Mauricio Tolmasquim, o Ministério de Minas e Energia (MME) esclarece:“Quais são os principais erros do governo na crise energética?
Pelo lado da oferta, deixou que os níveis dos reservatórios caíssem muito. O governo não acionou as usinas térmicas em novembro do ano passado, quando se sabia da proximidade de uma crise. Mais surpreendente, ele diminuiu a geração de energia delas em fevereiro deste ano, quando a situação já era muito ruim.”.
Esclarecimento MME: O Sistema Elétrico Brasileiro enfrentou nos últimos doze meses o pior cenário de afluências verificadas nos 91 anos do histórico, e ainda assim está assegurado o fornecimento de energia à população, o que mostra sua robustez e resiliência.
O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), por sua vez, na sua competência legal, monitora de forma permanente as condições de abastecimento e o atendimento ao mercado de energia elétrica do País, adotando as medidas para a garantia do suprimento de energia elétrica.
Sobre a atual conjuntura, ressalta-se que, em apoio ao CMSE, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) realiza um detalhado e constante monitoramento da situação, com reporte diário ao Ministério de Minas e Energia (MME) e debate semanal do tema com as instituições que compõem o CMSE, incluindo estudos prospectivos de diversos cenários.
Desde outubro de 2020 foram acionadas usinas termelétricas adicionais ao despacho do modelo e também importação de energia dos países vizinhos, de modo a fazer frente ao cenário de atraso no período de chuvas. Tal diretriz permanece vigente desde então, motivadas pelas avaliações técnicas realizadas e corroboradas pelo CMSE.
Entre os meses tipicamente úmidos (janeiro a abril de 2021), o CMSE reduziu os montantes máximos possíveis para o acionamento de geração adicional e importação de energia elétrica de forma a privilegiar o uso dos recursos energéticos mais baratos, frente às disponibilidades e cenários então prospectados. Ainda assim, ressalta-se que tais limites não foram de fato atingidos, tendo em vista a impossibilidade de alocação plena da disponibilidade termelétrica frente à carga verificada, demais recursos energéticos disponíveis (inflexíveis) e restrições hidráulicas existentes, parâmetros essenciais para a definição da respectiva política operativa.
Dessa maneira, as reduções de geração termelétrica mencionadas não decorreram estritamente de comandos do CMSE, mas das limitações de despacho em função das inflexibilidades de determinadas fontes.
“Pelo lado da demanda, o problema foi o longo tempo em que se passou negando o problema. As medidas necessárias demoraram cinco meses, e ainda com falhas graves O bônus prometido aos consumidores que economizarem energia só será pago em janeiro de 2022, por exemplo. Para arcar com esse compromisso, o governo vai ter que aumentar a tarifa de luz no ano que vem. Ou seja: ele vai dar com uma mão e tirar com a outra”.
Esclarecimento MME: De forma a privilegiar a transparência da informação, o CMSE disponibiliza, após os seus encontros, Nota Informativa do Colegiado, documento publicado ordinariamente no site do Ministério de Minas e Energia (MME) com os principais destaques debatidos. Ademais, as atas das reuniões também são divulgadas, o que evidencia, desde outubro de 2020, as medidas excepcionais que foram iniciadas com vistas ao enfrentamento do cenário adverso de atendimento.
Além disso, já em dezembro de 2020, foi implementada a campanha de comunicação Consumo Consciente, sob coordenação da Secretaria Especial de Comunicação Social do Governo Federal, a qual segue em curso. O objetivo da campanha é conscientizar a população acerca do baixo nível dos reservatórios e, consequentemente, incentivar a economia do consumo de água e energia, por meio de dicas práticas e fáceis de serem implementadas em qualquer residência doméstica. A campanha contempla milhares de inserções em nível nacional, em cadeia de TV, rádio e mídia, além de aeroportos, pontos de ônibus e internet.
Por fim, em relação aos custos percebidos pelo consumidor brasileiro de energia elétrica, eles decorrem das medidas excepcionais em curso para fazer frente ao atual cenário de escassez hídrica, tendo o Governo Federal instituído estímulo econômico para que, voluntariamente, os consumidores que desejarem reduzam o seu consumo de energia elétrica, contribuindo, sob a ótica sistêmica, para o atendimento ao País.
“Por que a situação ficou tão grave?
Neste longo tempo em que o governo negou que tínhamos um grande problema, o cenário mais pessimista, que era usar a reserva operativa, passou a ser o mais otimista. Esse estoque só é utilizado em situações extremamente emergenciais, como falhas de transmissão. Usar a reserva significativa agora que não temos margens para imprevistos. Como o sistema elétrico é muito complexo, isso é um perigo”.
Esclarecimento MME: A reserva operativa existe para ser utilizada em momentos de necessidade. É um recurso de tempo real, não estocável, utilizado em tempo real para situações extremamente emergenciais, como falha na transmissão, geração. Em 19 de janeiro de 2015, o sistema elétrico brasileiro passou por um apagão, pois a situação ficou tão crítica que a reserva se esgotou e não havia mais recurso algum para atender a carga. Para o sistema não ir a colapso, aproximadamente 4000 MW foram cortados manualmente.
“Contratar usinas térmicas em regime emergencial foi a melhor opção?
Não. Em primeiro lugar por causa do preço. Para colocá-las em funcionamento, o governo vai gastar cerca de R$ 13 bilhões até o fim do ano, que serão pagos com a alta da chamada “bandeira de escassez hídrica” na conta de luz. Esse aumento deve durar até abril. As térmicas, porém, vão continuar ativas por mais tempo, porque os contratos estão sendo feitos para que elas operem dentro de seis meses — o que vai manter os reservatórios baixos de qualquer forma até lá. Com isso, há grandes chances de novos reajustes em breve. Esse é o dano colateral de não ter poupado água desde o fim de 2020. Além disso, há o fator contextual. Assim como em 2001, o governo está contratando usinas térmicas em regime emergencial, o que faz com que o preço de cada Megawatt-hora (MWh) gerado saia entre R$ 750 e R$ 1 mil. Em leilões fora da urgência da crise, a mesma potência está sendo contratada a R$ 400. Isso significa que estamos pagando o dobro do valor considerado normal só por causa da falta de planejamento lá atrás”.
Esclarecimento MME: Conforme já registrado, desde outubro de 2020 foram acionadas usinas termelétricas adicionais ao despacho do modelo e também importação de energia dos países vizinhos, de modo a fazer frente ao cenário de atraso no período de chuvas.
Durante todo ano 2021, as ações adicionais para garantia da segurança do fornecimento foram sendo executadas com a temporalidade necessária, baseadas em estudos técnicos, avaliando sua efetividade, custos associados e a pertinência da tomada de decisão.
A oferta de recursos adicionais ao sistema, a partir das ações adotadas pelo CMSE e pela Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), tem sido essencial para garantia da segurança do atendimento energético em 2021 e para o planejamento do atendimento a 2022.
Os recursos adicionais provenientes dos comandos normativos das Portarias Normativas MME nº 5/2021, nº 13/2021 e nº 17/2021, diferentemente do que foi adotado na crise de 2001, têm o seu acionamento balizado por ofertas apresentadas periodicamente ao ONS e cujo aceite é determinado pelo CMSE, a depender da sua possibilidade de alocação da carga, e por período máximo de até 6 meses.
Com todas as medidas adotadas, já estão disponíveis recursos adicionais ao sistema e também a contribuição a partir dos mecanismos de redução voluntária de demanda e consumo, evoluindo de forma gradativa.
São recursos compostos por:

Acionamento de geração termelétrica adicional e viabilização de ofertas adicionais de geração ao sistema;
Importação de energia a Argentina e Uruguai;
Recursos ofertados de Redução Voluntária da Demanda – RVD;
Redução das defluências mínimas nas usinas hidrelétricas para permitir um maior armazenamento de água nos reservatórios de cabeceira;
Flexibilização dos limites de intercâmbios entre regiões, com respectivo aumento na transferência de energia entre elas;
Uso racional de energia elétrica pela população a partir das campanhas de conscientização e dos incentivos viabilizados;
Antecipação de obras de geração e transmissão:

EXPANSÃO DA GERAÇÃO

2.993 MW DE JAN A AGO (Concluído)
4.364 MW DE SET A DEZ (Em andamento)
Totalizando 7.357 MW de expansão prevista em 2021





 

EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO                                

4.530 KM DE JAN A AGO (Concluído)
8.441 KM DE SET A DEZ (Em andamento)
Totalizando 12.971 km de expansão prevista em 2021
DESTAQUE: LT 500 kV Bom Jesus da Lapa 2 – Janaúba 3 – Pirapora 2 + SE Janaúba 3, CONCLUIDO: SET/2021 – ADIANTADO 5 MESES.
AGREGOU 1.300 MW NO INTERCÂMBIO NE-SE.



Com transparência, previsibilidade e compromisso com o bem-estar social seguimos acompanhando e avaliando as medidas necessárias para garantia da segurança do atendimento.
 “Agora também falta planejamento?
Sim. Por valores exorbitantes, as térmicas vão começar a operar em seis meses apenas para ajudar a encher os reservatórios, enquanto daria para investir já em gerações energéticas sem custos variáveis, como parques solares ou eólicos, que seriam erguidos no mesmo intervalo de tempo. Se o objetivo era abastecer o País com emergência, essa seria uma decisão mais estratégica. Mas é aquela coisa: depois que a porta está arrombada é que você coloca o cadeado”.
Esclarecimento MME: A expansão de fontes sem custos variáveis faz parte do planejamento. No Procedimento Simplificado de Contratação, para reforçar a oferta a partir de maio de 2022, as fontes eólica, solar e biomassa estão permitidas de participar. O cadastramento de ofertantes está em curso e a oferta potencial será divulgada em breve.
Ademais, o chamado Mercado Livre tem sido um forte motor de expansão da nossa matriz elétrica nos últimos anos, expansão essa que está sendo monitorada pelo CMSE e deve agregar relevante oferta também.
Resultado disso, é que o Boletim de Monitoramento do Setor Elétrico, mostra que só em 2021, até o mês de agosto, foram agregados ao sistema quase 2.000 MW da fonte eólica, sendo cerca de 900 MW resultado dos leilões regulados e 1.100 MW do mercado livre. Já no caso da fonte solar fotovoltaica, em 2021 (até agosto) foram agregados 334 MW de usinas para os mercados livre e regulado. Já a geração distribuída alcançou, no mês de agosto de 2021, 6.916 MW instalados em 582.433 unidades, resultando em 3,8% da matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica e em crescimento de 92,4% nos últimos 12 meses.
A contratação de usinas termelétricas visa reforçar a segurança do sistema para fazer frente aos desafios de gestão do equilíbrio entre demanda e oferta em condições climáticas desfavoráveis, imprescindíveis em condições severas como as que temos passado. Tudo isso com base nos critérios de garantia de segurança do suprimento de energia elétrica, que passaram por consulta pública e foram aprimorados em 2019, para fazer frente às transformações da nossa matriz elétrica.
“Entidades pediram, nesta semana, transparência ao governo. As informações são confiáveis? O ONS tem sido claro?
Não há falsidade, mas também não está ocorrendo transparência. Depois de 2001, foi criado um comitê de monitoramento que existe até hoje e passou a reunir mensalmente todos os atores do setor para avaliar a situação momentânea. Esse grupo não apenas validou o desligamento das térmicas no contexto de queda dos reservatórios, em novembro passado, como ainda validou que algumas delas fossem desligadas em maio. Nenhum argumento para terem feito isso me convenceu até agora. Não à toa, a primeira atitude da recém-criada Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (Creg) foi, justamente, acionar as usinas térmicas. O comitê ainda deixou de publicar dados fundamentais para a sociedade saber o que está acontecendo, como o déficit de energia — que sempre constava nas atas dos encontros. Esses documentos estão mais difíceis de encontrar. É mais o que se deixa de dizer do que falar algo que não é verdade. Isso gera muita desconfiança.
Esclarecimento MME: Conforme já mencionado, entre os meses tipicamente úmidos (janeiro a abril de 2021), o CMSE reduziu os montantes máximos possíveis para o acionamento de geração adicional e importação de energia elétrica de forma a privilegiar o uso dos recursos energéticos mais baratos, frente às disponibilidades energéticos e cenários então prospectados. Ainda assim, ressalta-se que tais limites não foram de fato atingidos, tendo em vista a impossibilidade de alocação plena da disponibilidade termelétrica frente à carga verificada, demais recursos energéticos disponíveis (inflexíveis) e restrições hidráulicas existentes, parâmetros essenciais para a definição da respectiva política operativa.
Sobre o assunto, o próprio CMSE, Colegiado a quem cabe decidir pelo uso dos recursos adicionais fora da ordem de mérito, diante do início do período tipicamente seco (mês de maio) e das perspectivas então apresentadas, deliberou pela manutenção do acionamento das usinas termelétricas adicionais ao despacho do modelo e também importação de energia dos países vizinhos sem limitação de valores, assunto decidido anteriormente à própria instituição da CREG.
Em relação às demais ponderações, esclarecemos que, em 2019, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou as métricas relativas aos novos critérios de garantia de segurança do suprimento de energia elétrica no Brasil. Esse aprimoramento visou adequar o critério à nova realidade tecnológica que vem se estabelecendo no País e ao novo desenho de mercado que se pretende para o setor elétrico brasileiro. As métricas anteriormente vigentes foram estabelecidas na década passada, quando as variações temporais de oferta e demanda do sistema elétrico não eram tão relevantes quanto hoje. Assim, detectou-se a necessidade de se buscar novas métricas que permitam acompanhar a evolução do sistema elétrico, de forma transparente e assertiva, aumentando a aderência entre o planejamento da operação, planejamento da expansão e cálculo de garantia física.
Como passo seguinte, em fevereiro de 2020, o MME publicou a Portaria nº 59, que estabeleceu os parâmetros a serem utilizados na aplicação das métricas do critério de garantia do suprimento.
Destaca-se que o estabelecimento de novos critérios de garantia do suprimento foi tarefa planejada ao longo do ano de 2019, no âmbito do grupo de trabalho de Modernização, e selou o cumprimento de uma das metas do Plano de Ação do Comitê de Implementação da Modernização do setor elétrico (CIM).
Dessa forma, considerando os trabalhos realizados, bem como o estabelecimento dos novos critérios de suprimento, as publicações do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) não têm contemplado informações sobre os riscos de déficit, o que era acompanhado no passado diante da então vigência de outros critérios de suprimento. Ressalta-se que o CMSE, na sua competência legal, monitora de forma permanente as condições de abastecimento e o atendimento ao mercado de energia elétrica do País, adotando as medidas para a garantia do suprimento de energia elétrica.
“Esses custos vão afetar a conta do consumidor nos próximos anos?
Em 2001, a contratação de usinas térmicas em regime emergencial foi muito custosa para a economia. Agora não será diferente, levando em conta que os contratos durarão cinco anos e que o governo terá que pagar mensalmente pelos custos fixos delas ao longo desse período. Ou seja, teremos uma tarifa impactada em 2022 e haverá sequelas dessa decisão pelo menos até 2026. Esse impacto pode variar muito, porque cada vez que essas usinas forem acionadas ainda haverá o custo altíssimo dos combustíveis, que são variáveis”.
Esclarecimento MME: Este procedimento, a ser realizado em outubro, tem o objetivo de preservar a continuidade e a segurança do suprimento de energia elétrica aos consumidores do Sistema Interligado Nacional (SIN). Espera-se que os recursos de geração que serão contratados contribuam para o robustecimento do sistema e o replecionamento dos reservatórios das hidrelétricas, com preços menores do que os atualmente praticados considerando os recursos adicionais acionados.
A contratação de reserva de capacidade por meio de procedimento competitivo simplificado é medida voltada à otimização do uso dos recursos hidroenergéticos e ao enfrentamento da atual situação de escassez hídrica. Assim, ela representa medida complementar às diversas outras ações que já vêm sendo adotadas desde outubro de 2020, a fim de zelar pela continuidade e a segurança do suprimento eletroenergético no País.
De acordo com as diretrizes, poderão participar da competição: empreendimentos renováveis, compreendendo eólicos, solares e termelétricos à biomassa e empreendimentos termelétricos a gás natural, a óleo combustível e a óleo diesel. As usinas contratadas deverão entregar energia entre maio de 2022 e dezembro de 2025, portanto por 3 anos e 8 meses.
Para as termelétricas a combustível fóssil, será permitida a participação de empreendimentos a gás natural cujo Custo Variável Unitário (CVU) seja inferior a R$ 750,00/MWh e de empreendimentos a óleo diesel e óleo combustível cujo Custo Variável Unitário (CVU) seja inferior a R$ 1.000,00/MWh. A fixação desses limites máximos em patamares mais elevados que os valores praticados nos leilões recentes de energia se justifica, principalmente, pela dificuldade de se auferir ganhos de eficiência com a configuração tanto dos equipamentos quanto dos modelos de negócio, considerando os prazos desafiadores para entrada em operação comercial desta contratação. Espera-se, contudo, que o maior teto para o CVU permita maior oferta e competição no leilão, com disputa que resulte em redução dos custos da contratação, beneficiando os consumidores.
É importante também considerar que esse CVU é inferior aos custos variáveis das usinas que estão atualmente sendo chamadas a operar para contribuir com a confiabilidade do sistema e com a preservação dos recursos hídricos. Neste sentido, a contratação de cerca de 3,5 anos proposta se reflete em maior previsibilidade de receita aos geradores que, por sua vez, podem então ofertar CVUs mais competitivos, que se refletirão nas tarifas.
“E qual é a diferença em termos de gestão?
Em 2001 houve uma atitude muito clara do governo sobre a situação. Hoje, não. Ao contrário, se passou muito tempo negando o problema. O tom nunca deve ser alarmista, mas também não se pode deixar de comunicar a população sobre o que está acontecendo. Naquele ano, todo mundo sabia da cota de consumo, dos riscos de multa etc. Hoje, as pessoas estão sabendo do bônus? Não sei. Mesmo a decisão pelo racionamento foi muito acertada naquele período, porque era a única maneira de evitar um apagão. O governo não quis pagar para ver, ao contrário deste. Eu não acredito que chegaremos a uma situação parecida, mas acidentes podem acontecer, com toda certeza. A margem de manobra é mínima
Esclarecimento MME: De forma a privilegiar a transparência da informação, o CMSE disponibiliza, após os seus encontros, Nota Informativa do Colegiado, documento publicado ordinariamente no site do Ministério de Minas e Energia (MME) com os principais destaques debatidos. Ademais, as atas das reuniões também são divulgadas, o que evidencia, desde outubro de 2020, as medidas excepcionais que foram iniciadas com vistas ao enfrentamento do cenário adverso de atendimento.
Além disso, já em dezembro de 2020, foi implementada a campanha de comunicação Consumo Consciente, sob coordenação da Secretaria Especial de Comunicação Social do Governo Federal, a qual segue em curso. O objetivo da campanha é conscientizar a população acerca do baixo nível dos reservatórios e, consequentemente, incentivar a economia do consumo de água e energia, por meio de dicas práticas e fáceis de serem implementadas em qualquer residência doméstica. A campanha contempla milhares de inserções em nível nacional, em cadeia de TV, rádio e mídia, além de aeroportos, pontos de ônibus e internet.
A campanha de conscientização do uso eficiente da energia elétrica foi intensificada em 2021, especialmente no segundo semestre, de forma a dotar os consumidores brasileiros da clareza necessária para o enfrentamento do tema.
As características do sistema elétrico de 2021 são sensivelmente diferentes das que tínhamos em 2001, com importante diversificação das fontes de geração e expansão da infraestrutura de geração, transmissão e distribuição. Além disso, o perfil de consumo de energia elétrica mudou, a governança do setor evolui, a fundamentação e divulgação das decisões é melhor, a transparência aumentou, as regras foram aprimoradas. Tudo isso como resultado da contribuição de todos que atuaram no passado e atuam no presente no setor elétrico. Assim, é razoável que as medidas e forma de condução do setor para lidar com situação de escassez em 2021 sejam diferentes e aprimoradas com relação à experiência que se teve em 2001. A manutenção da continuidade e segurança do fornecimento de energia elétrica até aqui, mesmo em situação histórica de escassez hídrica indicam que as medidas tomadas têm sido adequadas.
“Alguns players defendem modelos diferentes do atual, que repassa o preço ao consumidor. Essa foi a melhor alternativa?
Não haveria como não repassar um custo tão alto, como é o caso das térmicas. Mas essa contratação poderia ser feita de forma mais planejada. O governo está pagando por qualquer coisa. Algumas usinas que operam com óleo diesel, por exemplo, chegam a cobrar R$ 1,7 mil por MHw gerado. Isso significa que, cada vez que precisarmos delas, teremos que pagar esse preço. Novamente: se a água tivesse sido poupada antes, a tarifa não teria sido tão impactada. Sem contar que, às vésperas da COP 26, trata-se de uma geração extremamente poluente”.
Esclarecimento MME: As medidas hoje adotadas são direcionadas para o enfretamento da conjuntura atual.
Parte do perfil das usinas termelétricas de hoje, como as usinas a diesel, decorre de restrições de oferta de gás natural observadas no passado, quando foram contratadas. Essas restrições vêm sendo combatidas com políticas tais como o Novo Mercado de Gás e aprimoramentos nas regras dos leilões de energia.
No âmbito do planejamento, a racional das ações estruturantes está descrita no Plano Decenal de Expansão de Energia, que traz a racional para os investimentos em geração e transmissão, com vistas à segurança energética, com modicidade tarifária e sustentabilidade. São previstos relevantes investimentos em transmissão para permitir a conexão da geração renovável ao Sistema. A geração termelétrica, nesse contexto, é uma fonte complementar necessária para garantir a continuidade do suprimento mesmo em condições adversas como a atual.
Adicionalmente, o governo tem trabalhado para garantir uma alocação mais justa dos custos de segurança do sistema, seja por meio de aprimoramento nos modelos computacionais em uma comissão permanente, cujos trabalhos são apresentados e discutidos em consultas públicas periódicas, seja por meio de ajustes nas regras do mercado, tal como foi proposto na Medida Provisória nº 998, convertida na Lei nº 14.120/2021, viabilizando a contratação de reserva de capacidade para suprimento de potência.
Ademais, o calendário de leilões está mantido, mantendo o compromisso do MME com a previsibilidade.
“E o debate em torno da volta do horário de verão?
Ele perdeu importância porque, na última década, com o aumento da classe média, o horário de ponta do consumo — quando o governo acionava as térmicas, inclusive — se adiantou das 18h para 15h. Com isso, caiu a porcentagem de economia de energia elétrica que justificasse a mudança. Isso se deveu muito à popularidade do ar condicionado, por exemplo. Mas hoje seria produtivo retomar o horário de verão. Mesmo que o valor não seja muito alto, qualquer redução neste momento tão drástico ajudaria. Sem contar que é preciso um malabarismo para explicar à população o porquê de não adotar em meio a uma crise energética”.
Esclarecimento MME: Historicamente, o horário de verão teve como principal objetivo o melhor aproveitamento da luz natural a partir do adiantamento dos relógios em uma hora e consequente redução de consumo de energia elétrica no início da noite. No Brasil, era nesse período que se registrava o maior pico de consumo e, dessa forma, o horário de verão era benéfico para população. No entanto, nos últimos anos, com as mudanças no hábito de consumo da população e a intensificação do uso do ar condicionado, o período de maior consumo diário de energia elétrica foi deslocado para o período da tarde, quando o horário de verão não tinha influência. Como a luz traz consigo o calor, o horário de verão também passou a produzir um efeito de aumento de consumo em determinados horários, que já superavam seus benefícios.
Em abril de 2019, o Presidente da República, Jair Bolsonaro, encerrou o horário brasileiro de verão, por meio do Decreto nº 9.772, de 25 de abril. O encerramento teve por base estudos do Ministério de Minas e Energia (MME) que comprovaram que o horário de verão deixou de produzir os resultados para os quais foi formulado, perdendo sua razão de ser aplicado sob o ponto de vista do setor elétrico. A medida já não gerava economia de energia elétrica, diferente dos anos anteriores, em razão das mudanças no hábito de consumo de energia da população.
Em relação ao contexto atual, registramos que o MME tem estudado iniciativas que visam o deslocamento do consumo de energia elétrica dos horários de maior consumo para os de menor, de forma a otimizar o uso dos recursos energéticos disponíveis no Sistema Interligado Nacional. Neste sentido, a contribuição do Horário de Verão é limitada, tendo em vista que, conforme já mencionado, nos últimos anos houve mudanças no hábito de consumo de energia da população, deslocando o maior consumo diário de energia para o período diurno. Dessa maneira, no momento não identificamos que a aplicação do horário de verão traga benefícios para redução da demanda máxima do sistema elétrico.
“A matriz energética ainda precisa ser mais diversificada?
A evolução nestes últimos 20 anos foi grande, mas é preciso acelerar esse processo. Uma coisa que mudou, por exemplo, foi o custo de gerar energia eólica e solar: em 2001, os valores eram altíssimos. Hoje, dá para aumentar o ritmo sem onerar o consumidor. Também já é possível diversificar ainda mais, produzindo energia a partir do bagaço da cana, por exemplo. A crise de agora legitima tudo o que o Brasil fez nessa direção de 2001 para cá, mas também aponta para novas necessidades”.
Esclarecimento MME: A matriz elétrica brasileira apresenta um patamar de renovabilidade de 84,8%, bem superior à média mundial, de 23%. Contribui para isto a fonte hidráulica, com 65,2% de participação, seguida pela eólica e biomassa, com 8,8% e 9,1%, respectivamente. A geração solar fotovoltaica, embora ainda pequena (1,7% da matriz elétrica), vem apresentando rápido crescimento ao longo dos últimos anos. Assim, em 2020, esta fonte foi a que apresentou a segunda maior expansão em termos de capacidade instalada, atrás apenas das centrais hidrelétricas (UHE, PCH e CGH).
O Governo Federal zerou impostos de importação para equipamentos de energia solar, o que tem aumentado, ainda mais, a competitividade da fonte solar no brasil, tanto para a geração centralizada como para a geração distribuída.
Nessa mesma linha, em 2020 foi publicado o decreto nº 10.387, que incentiva projetos de infraestrutura ambientalmente sustentáveis por meio da criação de “debentures verdes”, facilitando o financiamento via mercado de capitais de empreendimentos renováveis, contribuindo para maior competitividade e, consequentemente, menores preços para os consumidores de energia. Esse conjunto de medidas contribuiu para o crescimento das fontes eólica e solar na matriz elétrica.
As usinas termelétricas exercem, em especial, o papel de fornecer a segurança operativa quando o sistema requisitar.
Dentre as fontes não renováveis, o gás natural é a que possui maior destaque, representando 8,3% da oferta interna de energia elétrica. Também compõe o mix de geração no Brasil o carvão e seus derivados (2,7%), a energia nuclear (2,2%) e os derivados de petróleo (2,1%).
No que diz respeito à evolução da variação da capacidade Instalada no parque gerador verifica-se conforme o Balanço Energético Nacional (BEN 2020) que a capacidade instalada em 2020 sofreu aumento de 2,7% em relação a 2019. Dentre as fontes, aquelas que apresentaram maior destaque foram eólica (11,4%) e solar (32,9%) , muito embora a capacidade instalada de geração térmica tenha apresentado crescimento de 4,5%. Então verifica-se que a expansão na sua grande parte refere-se às fontes renováveis.
No que se refere à energia solar, o sucesso do aproveitamento para geração elétrica é uma combinação de fatores. Primeiro, a fonte não é mais nova no Brasil. Superamos a fase inicial de implantação dos primeiros empreendimentos, e aqui ela vem se consolidando e amadurecendo. Este processo demorou relativamente pouco tempo. O segundo fator é que a fonte solar se tornou competitiva em relação a outras fontes no mercado nacional. Junto com a energia eólica, tem sido a fonte mais competitiva nos últimos anos. No ano passado, a energia solar foi a fonte de energia mais competitiva em nosso leilão de energia para energia nova.
Temos políticas e incentivos para promover a energia solar e outras fontes renováveis, e sua expansão está acontecendo como resultado das forças de mercado e pelo resultado de incentivos citados acima.
A capacidade solar centralizada instalada atingiu 3,8 GW em agosto deste ano. Já representa 2% do total da capacidade instalada. Pode ser considerada uma pequena participação, mas é uma fotografia de uma curva em rápida ascensão.
A expectativa para os próximos 10 anos conforme apontado no Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE 2030) é alcançar 8,4 GW em 2030 para a solar fotovoltaica centralizada. Para 2050, de acordo com o Plano Nacional de Energia (PNE 2050), a maioria dos cenários que temos indicam capacidade solar instalada para atingir entre 30 e 90 GW em 2050, considerando apenas a geração centralizada. Isso representará entre 5% e 16% do total. Em alguns cenários, chega a mais de 100 GW.
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