Marisa Wanzeller, da Agência iNFRA
Com as redes pressionadas pelo crescimento da geração solar distribuída e pela eletrificação da economia, o CEO do grupo Energisa, Ricardo Botelho, afirma que as distribuidoras terão um novo papel nos próximos anos: atuar como coordenadoras da flexibilidade do sistema elétrico. Em entrevista à Agência iNFRA, o executivo disse que o tema deve dominar a agenda regulatória do setor nos próximos dois ou três anos.
“Se você tiver que fazer reforço [na rede] para poder admitir tudo isso que está acontecendo, você tem que ampliar muito o investimento, você tem que criar oneração muito grande”, avalia. “Então como a gente faz [investimentos] de uma forma que seja mais inteligente? Dando sinais econômicos, preço, tendo tecnologia para comandar, usando outros dispositivos ali dentro que funcionem de forma mais inteligente. A solução para nós é o mercado de flexibilidade na distribuição”, afirmou.
Dentre as inovações que podem ser utilizadas nesse novo papel estão baterias, tarifas dinâmicas e mecanismos de resposta da demanda, conforme apontou o executivo. Em entrevista, ele comentou também as experiências e ações do grupo para fomentar novas tecnologias, os desafios da distribuição e a sua visão sobre o LRCAP (Leilão de Reserva de Capacidade em forma de Potência) 2026.
O grupo acaba de ter quatro concessões renovadas por mais 30 anos – em Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Sergipe e Paraíba – e anunciou investimentos da ordem de R$ 18 bilhões pelos próximos cinco anos. Botelho ressalta a importância dos novos contratos tanto para segurança jurídica e previsibilidade de investimentos quanto para aprimoramento da qualidade do serviço entregue à população. As prorrogações foram assinadas em cerimônia em Brasília na última sexta-feira (8).
Leia os principais trechos da entrevista:
Agência iNFRA – O que a renovação dos contratos por mais 30 anos representa para a Energisa?
Ricardo Botelho – É um marco. A renovação talvez tenha sido o processo mais intenso de discussão que nós tivemos do ponto de vista de política pública. Isso comprova também o amadurecimento do arcabouço regulatório brasileiro do setor de distribuição.
Nessa conversa se privilegiou dois pilares. O primeiro pilar é a segurança jurídica, o aspecto da previsibilidade, porque se não fosse renovado nós teríamos provavelmente uma incerteza muito grande. E o outro [pilar] é um contrato que equilibra uma exigência maior para que pudéssemos focar naquilo que realmente interessa numa distribuição, que é a qualidade do serviço e satisfação do cliente.
A gente tem que enaltecer também a postura do governo federal comandado pelo presidente Lula, mas principalmente pelo papel que teve o ministro Alexandre Silveira. Ele foi uma pessoa que desde o início estabeleceu as linhas e reafirmou essas linhas. ‘Muito bem, vamos renovar? Mas vamos entregar qualidade, vamos melhorar, vamos aumentar investimento, vamos fazer modernização etc.’ Também temos que reconhecer que a ANEEL [Agência Nacional de Energia Elétrica] fez o seu papel e que o TCU [Tribunal de Contas da União] fez o seu papel. Essa é uma orquestração coletiva.
E qual é a expectativa de agora em diante?
Nós temos um contrato que coloca mais exigências, mas ele também dá previsibilidade e orientação no tempo. É muito importante você ter tempo dentro de uma área como a distribuição, essa visão do horizonte, porque você faz coisas com retornos muito longos. É importante a gente ter renovado por 30 anos exatamente para que a gente possa tomar as decisões de investimentos mais adequadas, fazer os investimentos com muita diligência, atendendo essa perspectiva colocada agora de maior exigência.
Esse contrato orienta para essa questão de qualidade, mas também para a modernização das redes. As redes precisam ser modernizadas porque são ativos que têm uma vida útil grande, mas precisam ser renovadas. E nas condições que nós temos hoje de eventos climáticos severos, se elas não forem modernizadas, elas não têm resiliência. Se elas não têm resiliência, a gente vai ter um problema de qualidade. Então também tem um driver muito intenso de modernização e aumento de resiliência dentro das diretrizes gerais colocadas para o novo contrato.
A gente pode dizer que agora vai aumentar o volume de investimentos com facilidade de financiamentos, por exemplo?
Essa segurança jurídica não é só para dar um conforto para o investidor, ela permite ao regulador também fazer essas exigências de investimento que nós temos que fazer. São os dois lados da moeda. A gente quer segurança jurídica, mas também tem uma contrapartida, vamos ter agora condição de fazer mais investimento. Nas quatro empresas [concessões], nós estamos projetando para os próximos cinco anos R$ 18 bilhões [em investimentos].
Mas elas [as concessões] já vinham aumentando o seu investimento de uma forma bastante intensa nesses últimos três anos. Porque a gente sempre teve muita confiança no arcabouço regulatório, jurídico, que dá essa condição. Por mais que nós tivéssemos incerteza com relação ao processo, as demandas estavam lá e nós acreditávamos que precisávamos fazer.
Só para você ter uma perspectiva, nessas quatro empresas, em dez anos, nós investimos R$ 19 bilhões. Agora vamos fazer R$ 18 bilhões em cinco anos. A gente está dobrando o investimento nessas quatro empresas.
O que motiva esse aumento elevado dos investimentos?
As regiões [das concessões da Energisa] têm um crescimento muito vigoroso. A Paraíba é uma estrela brilhante no Nordeste. É impressionante como o PIB [Produto Interno Bruto] da Paraíba cresce. Muito motivado pela construção civil e também por muitos aposentados saindo de Brasília, e do país todo, para ir para lá. Os imóveis não são tão caros, são bons, e [João Pessoa] é uma cidade limpa, agradável, arrumada e agora tem outro pólo turístico, com vários resorts. E a indústria também cresce muito.
E Sergipe é um estado onde também tem um bom crescimento, tem segurança pública excelente, ambiente parecido com a Paraíba. Somos afortunados de operar nesses dois excelentes estados no Nordeste, e também agora com uma perspectiva muito grande de investimento em Óleo e Gás. A Petrobras tem o [projeto] Sergipe Águas Profundas, um projeto [com capacidade de produção] de 18 milhões de metros cúbicos por dia [de gás] que vai ser injetado em 2030. É uma revolução que vai acontecer ali, não só em Sergipe, mas em todo o Nordeste.
Mato Grosso e Mato Grosso do Sul são duas potências de crescimento ininterrupto por mais de 15 anos já. O agronegócio é intenso. A região do Centro-Oeste é de expansão de rede ainda, com muito lugar para ser conectado. É um lugar onde você expande a rede, onde o agro cresce, você tem que ir junto.
Você precisa criar infraestrutura e aumentar também a capacidade desse sistema. Porque não é só conectar o consumidor pequenininho, é ligar grandes consumidores. Então você tem que reforçar com redes trifásicas, por exemplo. É [preciso] muito dinheiro para fazer isso, é bem caro o investimento em redes trifásicas. Custa três vezes mais do que uma rede convencional.
E quais são as melhorias previstas em modernização?
A gente vai investir muito para melhorar a qualidade em aspectos como inteligência na rede.
Vamos colocar o que a gente pode chamar de smart grid [rede inteligente] e também smart metering [medidor inteligente], uma política também colocada pelo ministério.
Se você olhar todos os dados da EPE [Empresa de Pesquisa Energética], o PDE [Plano Decenal de Expansão de Energia] 2034 mostra uma tendência de eletrificação gigantesca no Brasil. Isso está motivado por várias questões principais. Primeiro, o aumento de renda per capita da população. Outros fatores, a eletrificação da indústria e o aspecto da digitalização crescente. Que aí você vê até as cargas de data center.
Tudo isso são fatores que estão projetados em dez anos de crescimento. Então, a distribuição não pode ser o elo fraco dessa história. Vai precisar de geração também, mas a rede, ela é essencial para conectar essas pessoas, conectar esses negócios.
Quais os maiores desafios da distribuição atualmente?
A gente tem hoje um desafio muito grande de coordenar dentro das redes o que a gente chama de fluxos bidirecionais que são injetados pela geração distribuída. Os próprios carregadores [automotivos] também são cargas que operam em determinados períodos do tempo. Então existe um problema muito grande de coordenação de tudo isso.
Como é que a gente está atacando essa questão? Primeiro, as baterias vão ser um ponto muito importante para poder regular os problemas desse fluxo bidirecional. Tem hora [do dia] que sobra [energia] e tem hora que falta. Então, na hora que sobra, você guarda um pouquinho para você usar durante o período noturno, por exemplo. Tudo isso a gente chama de mercado de flexibilidade, que ainda não tem aqui no Brasil um regulamento próprio, não existe, tem coisas pontuais.
Tem se discutido a bateria na transmissão, o que esperar para a distribuição?
A bateria está sendo regulamentada agora para ser colocada na transmissora como um ativo para armazenar a energia das grandes usinas ou para melhorar um pouco mais o fluxo da transmissão. Mas dentro da distribuição nós estamos descobrindo problemas enormes acontecendo, [com a] quantidade de painéis solares nas casas, essas cargas.
A bateria pode ser um ativo da distribuidora para fazer esse tipo de serviço, regular a tensão, armazenar quando tem excesso e soltar quando está faltando. Só que isso precisa de um regulamento. Hoje, se eu colocar a bateria, ela não é reconhecida dentro dos ativos da distribuição.
Está na agenda regulatória da ANEEL, basicamente, regulamentar a [bateria] na transmissão neste ano. Nos próximos anos ela vai começar também a olhar dentro da distribuição. Mas [com] o FlexLab Energisa, sendo um sandbox, um ambiente de experimentação, a gente pode testar. A gente não vai ficar esperando, pelo contrário, a gente quer mostrar como que ela pode ser útil.
O que é o FlexLab? Como tem funcionado esse experimento?
A Energisa montou primeiro um laboratório em Palmas, Tocantins, que tem várias baterias, vários painéis solares e vários sensores. Coisas que a gente veio desenvolvendo ali para coordenar esses fluxos. Fizemos uma chamada pública internacional. Propostas apareceram de 211 proponentes únicos, de 13 países, e pretendemos selecionar talvez dez boas propostas. Aí você pode colocar empresas gigantescas como a Google, a AWS, também a Universidade da Austrália.
Isso vai construir o que eu chamo de um Lego de soluções. Vários pedacinhos que nós vamos colocar para resolver essa dor bem concreta que as redes têm e que os consumidores também têm. Porque isso provoca variação no nível de tensão, queima de transformadores, provoca uma baixa qualidade da energia quando esses fluxos são descoordenados. Isso também é um embrião para o novo papel da distribuidora, que é o de DSO [Operador do Sistema de Distribuição, na sigla em inglês].
O que é esse novo papel da distribuidora?
É um papel que a distribuidora vai assumir dentro dessa nova fase que a gente está falando aqui. Uma modernização. Ela vai poder olhar como manter a rede funcionando e ao mesmo tempo permitindo esses fluxos que vêm da GD [Geração Distribuída], das baterias e tudo mais. Ela passa a ser essa grande articuladora em benefício de todo o público, porque senão vai ter problema, pode ter colapso, pode ter blackout, pode ter um monte de coisas.
Porque a penetração dessas fontes é desproporcional à capacidade da rede. Estão falando em alguns lugares, como no Mato Grosso, que a capacidade, a demanda atendida pela GD em alguns lugares chega a 40%. Você imagina esses fluxos vindo. Tem uma coisa que precisa ser muito também trabalhada nesse assunto que a gente chama de flexibilidade.
A Energisa trabalha em outras modernizações para auxiliar nesse papel?
Tem também coisas interessantes que a gente vai testar. Tarifas dinâmicas, dependendo da hora, isso pode ser uma vantagem para algumas pessoas. Agora está barato, vou consumir. Agora está caro, paro de consumir. Nós já temos sandbox e, nesse processo do que a gente chama de FlexLab Energisa, a gente vai ter uma nova onda de tarifas dinâmicas para estudar.
Mais do que isso, a gente também está fazendo resposta à demanda, que é a capacidade da gente olhar atrás do medidor. Dentro da sua casa, por exemplo, a gente poder comandar alguma carga. Pode ser uma indústria, pode ser um comércio, pode ser qualquer coisa. Você pode até criar uma tarifa onde a distribuidora, como DSO, pode ter o direito de desligar [uma carga], em um exemplo hipotético.
A ideia é a seguinte: como evitar investimento desnecessário? Se você tiver que fazer reforço para poder admitir tudo isso que está acontecendo, você tem que ampliar muito o investimento, você tem que criar uma oneração muito grande. Então esse é um problema, hoje a GD não paga por isso, inclusive não paga por nada.
Então como que a gente faz [investimentos] de uma forma que seja mais inteligente? Dando sinais econômicos, preço, tendo tecnologia para comandar, usando outros dispositivos ali dentro que funcionem de forma mais inteligente. Então a solução para nós é o mercado de flexibilidade na distribuição. Eu acho que esse é o grande tema que vai ter que ser regulado nos próximos dois ou três anos.
Mas o FlexLab vai trazer o que tem de melhor no mundo para testar e avaliar. Em algumas situações os proponentes estão propondo, inclusive, que a gente desenvolva o produto. Vai desenvolver a tecnologia ou vai adaptar essa tecnologia e a Energisa vai ser também a possível distribuidora dessa tecnologia, vai vender isso, vai comercializar também. Então isso vai gerar novos modelos de negócio, vai gerar novas tecnologias adaptadas à nossa realidade.
Falando sobre um tema que está sendo muito discutido nesse momento, o que você pensa sobre o LRCAP de 2026? Tem muita gente dizendo que os produtos térmicos são essenciais e que o gás é o insumo da transição. E tem gente dizendo que foi um erro, é preciso focar em renováveis e baterias. Como você vê?
Acho que a gente tem que despolarizar, porque não é uma coisa ou outra. Na verdade, a gente fala de adição energética. É necessário ter geração a gás até para você ter renovável. ‘Ah, mas vamos colocar bateria.’ Primeiro que é caro e não é suficiente.
E com o gás, você consegue dar resposta bem rápida também. É uma tecnologia disponível no mundo inteiro há muito tempo. Nós temos reservas no Brasil, podemos também importar. Não é assim, uma coisa ou a outra, são as duas coisas juntas que a gente tem que pensar. A gente vai sempre equilibrar a bateria com a geração a gás.
O custo do LRCAP também está sendo questionado…
Eu não tenho crítica ao leilão, eu acho que o leilão era necessário, porque precisa dessa capacidade. O que eu posso dizer, algum tipo de aprimoramento que deveria ter sido pensado é que talvez a contratação pudesse ter sido um pouco mais faseada. O custo dessa contratação é elevado. Então, em vez de [contratar] 19 GW [gigawatts] de uma vez só, o governo poderia ter feito um teste de quanto o mercado pegava, para em um segundo leilão conseguir um preço menor, e em um terceiro leilão conseguir um preço menor ainda.
Mas eu acho que o governo ficou preocupado com as condições sistêmicas e com a competição muito grande que se tem de turbinas e equipamentos mundo afora, por conta dos data centers. Então, [ele pensou] assim: ‘Se eu não colocar meu lugar na fila, talvez lá na frente quando eu quiser colocar, vou ficar para trás’. Mas a demanda é definida pelo ministério. Eu não tenho exatamente o critério [que foi utilizado]. A única coisa que eu colocaria era um número menor agora [para contratação] até para ver a demanda e depois colocar mais um pouco. Mas isso é uma otimização, que não muda a necessidade de ter feito o LRCAP.
