Geraldo Campos Jr. e Marisa Wanzeller, da Agência iNFRA

As usinas hidrelétricas responderam por 86% dos cortes de geração obrigatórios (curtailment) aplicados às fontes renováveis (solar, eólica e hidrelétrica) entre janeiro de 2022 e dezembro de 2024, que totalizaram 98 TWh (terawatt-hora). Os dados são da Abrage (Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica), que classifica o cenário como crítico para o segmento hídrico e fala em risco de desotimização do sistema.

Na avaliação da presidente da associação e ex-secretária-executiva do MME (Ministério de Minas e Energia), Marisete Dadald, a situação gera prejuízo tanto aos agentes quanto aos consumidores, visto que a restrição de geração hidrelétrica agrava o GSF (risco hidrológico). Segundo ela, o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) tem cortado primeiro as hidrelétricas, antes de restringir a geração solar e eólica: “Se essa priorização dos cortes continuar, os consumidores poderão arcar com R$ 519 milhões adicionais em média por ano nas tarifas neste ciclo de 2025 a 2028″, disse em entrevista à Agência iNFRA.

Para Marisete, a solução para o problema passa por medidas conjunturais, como maior transparência nas regras de cortes e ressarcimento a todos os geradores, e estruturais, que incluem uma revisão de políticas de subsídios “que vêm agravando essa sobreoferta”. Ela também cita a necessidade de investir em armazenamento de energia, o que incluiria as usinas reversíveis.

Marisete Dadald também falou sobre os desafios atuais do sistema elétrico, que exigem cada vez mais confiabilidade, e sobre a necessidade de uma reforma setorial que dê mais transparência e reveja a alocação de subsídios e que trate da separação entre lastro e energia. Ela ainda comentou sobre os leilões de armazenamento e de reserva de capacidade, previstos para este ano. Outro tema abordado foi a retomada de grandes projetos de usinas hidrelétricas. 

Leia a seguir os principais trechos da entrevista:

Agência iNFRA – Quais os principais desafios do segmento de geração hoje?
Marisete Dadald – Eu acho que os principais desafios da geração de energia elétrica no Brasil incluem a escalada de subsídios que distorcem a competitividade e oneram os consumidores. A nossa expansão foi desenhada lá na época dos anos 2000, onde o Brasil tinha uma matriz majoritariamente hídrica com pouca térmica. A expansão está desalinhada hoje da oferta e da demanda e, obviamente, impactando a eficiência do setor.

Os crescentes desafios para a operação do sistema estão exigindo maior flexibilidade para garantia da segurança e estabilidade do fornecimento de energia. E, veja, o setor passa por uma transformação global com a introdução dessas novas tecnologias e a evolução daquelas já existentes. A alta penetração de fontes intermitentes, como solar e eólica, intensificou os desafios operacionais e comerciais.

Nesse cenário, as hidrelétricas assumem um papel essencial. Com essa grande capacidade que elas têm de modulação, elas são fontes limpas e renováveis, que funcionam como uma bateria natural para o sistema. Elas garantem a estabilidade e viabilizam toda expansão dessas novas fontes renováveis. 

Dentre os desafios operacionais está o curtailment, os cortes obrigatórios de geração. Qual o entendimento da Abrage sobre o tema?
Não adianta você fazer um recorte do problema, tem que olhar a questão de forma sistêmica, o passado, o presente e o futuro. Nós vamos continuar enfrentando essa situação por algum tempo até que tenhamos um aumento de carga ou consumo e que tenhamos de fato um desenho de mercado que possa aproveitar todos esses recursos de uma maneira eficiente, o que hoje não vem acontecendo.

Hoje há um excesso de produção de energia em determinadas horas do dia, com a geração distribuída, que entre as 10h e as 14h produz um volume bastante significativo de energia, e isso faz com que o ONS [Operador Nacional do Sistema Elétrico] tenha que tomar a decisão de fazer cortes na produção daquela energia que é centralizada.

As primeiras a serem cortadas são as hidrelétricas. O operador volta a despachar a hidrelétrica no final do dia. E, a partir das 18 horas, passamos a ter uma produção das hidrelétricas que há muitos anos não se tinha, da ordem de 45 GW (gigawatts), 48 GW, onde as hidrelétricas atendem o pico do consumo nesse horário que você não dispõe do sol e o fluxo de ventos é bem inferior àquele que é necessário para garantir esse atendimento à ponta. Quem está atendendo a ponta são as hidrelétricas. É até um contrassenso então ser a primeira fonte que está sendo cortada em relação ao curtailment.

Como está a situação de curtailment nas hidrelétricas hoje? 
A situação é crítica e requer uma atuação urgente. Atualmente, não há uma regulamentação específica para ordenamento dos cortes comandados pelo operador nacional do sistema, que tem priorizado o corte de geração hidrelétrica em relação às fontes eólica e solar. Como consequência disso tudo, as hidrelétricas são as mais impactadas, resultando em risco de desotimização do sistema e gerando prejuízos financeiros significativos para os geradores e consumidores, porque não é só o investidor que é penalizado nesse caso, são os consumidores também.

Para vocês terem uma ideia, entre janeiro de 2022 e dezembro de 2024, os cortes de geração nas fontes solar, eólica e hidrelétrica totalizaram 98 TWh (terawatt-hora), dos quais 86% corresponderam à energia vertida das hidrelétricas. Essa energia poderia ter sido turbinada e aproveitada. Esse volume seria suficiente para abastecer durante um ano cerca de 32 milhões de habitantes, o equivalente à população das sete maiores cidades do Brasil.

E quais os impactos disso? Vocês têm alguma mensuração?
A restrição da geração hidrelétrica agrava o GSF [risco hidrológico], elevando os custos para os consumidores. Porque boa parte do GSF quem paga é o consumidor, principalmente aquele atendido pelas distribuidoras. Nós contratamos um estudo das consultorias PSR e RegE em que eles indicam que, se essa priorização dos cortes continuar, os consumidores poderão arcar com R$ 519 milhões adicionais em média por ano nas tarifas nos próximos anos, principalmente nesse ciclo do planejamento da operação, que é 2025 a 2028.

Além disso, há o rebatimento disso no recolhimento da CFURH [Compensação Financeira pela Utilização dos Recursos Hídricos para Fins de Geração de Energia]. Os estados e municípios deixarão de arrecadar em média anualmente R$ 155 milhões em compensações e royalties caso não tenhamos a correção dessa questão.

A Abrage tem buscado soluções para o tema via ANEEL [Agência Nacional de Energia Elétrica]?
A ANEEL vem tratando desse tema agora na terceira fase da Consulta Pública 45/2019. O prazo dessas contribuições se encerrou no dia 25 [de fevereiro]. A Abrage contribuiu ativamente nesse debate, defendendo que o ordenamento dos cortes reconheça a importância sistêmica das hidrelétricas e que sua participação nos cortes seja proporcional ao seu papel na estabilidade e na confiabilidade do SIN [Sistema Interligado Nacional].

A previsão de regulamentação do curtailment para as hidrelétricas está na Agenda Regulatória da ANEEL apenas para 2026 e isso é muito preocupante, dado o quanto as hidrelétricas estão sendo impactadas.

Então a solução, no entendimento da Abrage, seria garantir o ressarcimento para todas as fontes?
É isso. O direito ao ressarcimento que está previsto em lei deve ser respeitado sem distinção da fonte A, da fonte B ou da fonte C, ou seja, um tratamento isonômico para todas as fontes que produzem energia. Tem que ser um critério que atenda a todos e seja equilibrado tanto do ponto de vista do investidor quanto do consumidor. Não podemos olhar só um lado da moeda. Essa questão do curtailment tem que passar por uma solução tanto conjuntural como estrutural. Enquanto a matriz estiver se expandindo da maneira que vem ocorrendo, nós vamos continuar vivenciando isso.

A Abrage defende como solução conjuntural que haja uma definição de uma metodologia adequada para a realização dos cortes de geração que assegure critérios justos e transparentes com base na otimização do sistema e nos impactos para os consumidores e investidores, assegurando que os agentes tenham acesso aos motivos das restrições e aos dados completos da operação. E o estabelecimento de regras para o justo direito à compensação financeira para todos os agentes afetados, quando aplicável, como forma de minimizar os prejuízos decorrentes dessas restrições. 

E qual seria a solução estrutural?
Quando eu vejo o futuro, uma solução estrutural seria uma revisão de políticas de subsídios, que é isso que também vem agravando essa sobreoferta e resultando neste crescimento da oferta descompassado da demanda de energia. Além disso, o aprimoramento dos mecanismos de exportação de energia hidrelétrica. Agora no período úmido, por exemplo, estamos tendo um vertimento de 7,4 GW médios. Por que verter se eu posso ofertar para os meus países vizinhos essa energia a preços certamente competitivos?

Outra questão estrutural seria a redução da inflexibilidade térmica, conforme processo iniciado e não concluído pelo MME na Consulta Pública 158/2023. E por último, a adoção das tecnologias de armazenamento, que vêm sendo muito discutidas, como sistemas de armazenamento hidráulico, conhecido como usinas reversíveis, para maior flexibilidade. 

Sobre as hidrelétricas reversíveis, como está o processo de regulamentação dessas usinas? Existe alguma expectativa sobre isso?
Nós temos trabalhado bastante para introduzir a discussão dessa tecnologia, que não é nova. Hoje, o Brasil já tem duas usinas, que obviamente não operam como reversíveis, e pode trazer para cá esse potencial, essa tecnologia que é diferente do armazenamento químico das baterias. Por exemplo, enquanto o químico dura de 12 a 15 anos, uma reversível pode ter uma vida útil de mais de 100 anos.

A ANEEL abriu segunda fase da CP 39/2023, que tinha como objetivo obter os subsídios para aprimorar o relatório de análise de impacto regulatório sobre a regulamentação do armazenamento de energia elétrica, incluindo as usinas reversíveis. Quando nós começamos a dialogar com a ANEEL, a gente destacou a importância de um tratamento regulatório que não se restrinja apenas às usinas reversíveis de ciclo fechado, mas também às de ciclo semifechado e aberto, que são as de maior potencial de implantação imediata no Brasil, porque tem o aproveitamento dos reservatórios das nossas usinas existentes.

E nós teremos um marco dia 20 de março, quando o Ministério de Minas e Energia fará um seminário com o objetivo de trazer as entidades vinculadas para a gente discutir esses desafios e oportunidades, especialmente em relação aos aspectos regulatórios, operacionais e ambientais.

É um evento sobre usinas reversíveis?
Isso. A Abrage trará nesse seminário cases internacionais, da China, da Espanha, e a IHA [Associação Internacional de Energia Hidrelétrica] vai estar presente para que a gente possa fazer uma discussão e começar a colocar luz nessa tecnologia de usinas reversíveis. Temos uma bateria natural, de 103 GW de produção de usinas hidrelétricas, portanto podemos aproveitar esse potencial para outras tecnologias.

Em conversas com alguns fornecedores e fábricas daqui, eles dizem que exportam esses equipamentos para Portugal, Espanha, porque aqui a gente não está desenvolvendo essa tecnologia. Então, nós dispomos de indústria que pode suprir toda essa parte de equipamento e serviço.

Esses 103 GW são o potencial de usinas reversíveis?
Não, 103 GW é o nosso parque gerador atual.

Mas há um mapeamento do potencial de usinas reversíveis no Brasil?
Nós temos hoje, com base nessas consultorias, 38 GW identificados de sítios. Obviamente isso ainda requer estudos, como sobre o modelo, se seria uma autorização, uma concessão. Então tem algumas questões que ainda estão abertas e que esse seminário será a base para essa discussão, até porque nós estamos buscando essa regulamentação justamente para começar a participar desses leilões de armazenamento que o Ministério de Minas e Energia pretende realizar nos próximos anos.

Neste primeiro leilão de armazenamento não daria para participar?
Pode entrar, mas depende como esse calendário vai evoluir. Porque, veja, para as baterias, o leilão de armazenamento foi agendado sem ter uma base regulatória consistente. E a mesma coisa pode ser feita para o leilão de armazenamento hidráulico. Acho que colocar esse produto faz com que o mercado passe a estudar. Se você não faz essa provocação, o mercado fica esperando.

Eu defendo que, da mesma maneira que o [leilão de] armazenamento químico por meio de baterias não tinha nenhuma regulamentação e foi construído, por que não construir por armazenamento hidráulico de modo que você traga investidores nacionais e internacionais aqui para participar e estudarem? Então eu defendo que seja incluído sim.

Por que não temos visto mais grandes projetos de construção de hidrelétricas?
O papel da Abrage vem muito ao encontro dessa ausência e alinhada na busca da retomada desses novos potenciais hidrelétricos. Não só o reconhecimento de outros requisitos que as hidrelétricas entregam no sistema, mas também novas oportunidades para ampliar esse parque gerador. 

Houve uma estagnação nos últimos anos por diversos fatores. Os desafios regulatórios, ambientais e a percepção da sociedade muitas vezes influenciada por desinformação sobre os benefícios dessa fonte. A Abrage vem trabalhando justamente para destravar esses novos projetos no sentido de revisar esses modelos de negócios, mapeando estratégias que nos permitam um melhor aproveitamento do potencial hidrelétrico remanescente, principalmente neste momento em que você identifica que a matriz vai demandar mais dessa produção firme.

E teremos neste ano o leilão de reserva de capacidade. Quais as expectativas da Abrage de participação do segmento neste leilão?
Nós trabalhamos muito para que esse leilão acontecesse. Inicialmente tínhamos 7,5 GW de novos investimentos em 12 usinas, para aproveitamento de espaços físicos já existentes com a instalação de novas turbinas e geradores, o que a gente chama de poços vazios, além da ampliação de estruturas civis em outras três usinas. Desse total, 5,9 GW já tiveram projetos aprovados pela ANEEL para participação no leilão, que certamente serão ofertados a preços módicos no sistema e com menores emissões.

Para além do leilão, qual a carteira de projetos do segmento?
Nós temos hoje uma carteira potencial de 86,5 gigawatts, o que poderia gerar um acréscimo de 79% na nossa capacidade instalada atual. Esse total inclui os 7,5 GW que eu comentei, dos quais 5,9 GW deverão participar desse leilão de junho. Temos mais 11 GW de repotenciação de usinas existentes com modernização de turbinas e geradores antigos, o que pode aumentar a sua potência e eficiência. 

E ainda temos mais 30 GW de 42 novas hidrelétricas em estudo, que poderiam ser viabilizadas após a obtenção do licenciamento ambiental. Fora a questão das reversíveis, com 38 GW de capacidade de armazenamento por meio da implantação dessa tecnologia, seja em usinas existentes ou novas, considerando diferentes ciclos.

Para encerrar, quais as suas expectativas quanto à reforma do setor elétrico, prometida pelo ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, e também citada como prioridade pelo presidente da CI [Comissão de Infraestrutura] do Senado, Marcos Rogério? 
Isso me angustia todos os dias. Eu acordo e durmo pensando nisso. Eu trabalhei naquela última grande reforma, que foi lá em 2004. E aquela reforma foi no momento em que o sistema estava bastante desestruturado, tanto do ponto de vista da segurança quanto do ponto de vista de atração de investimentos. Ela foi fundamental para reorganizar o setor.

E em 2016 a gente começou a trabalhar naquela Consulta Pública 33, que era os pilares de uma nova reforma do setor, justamente já identificando que aquele modelo de 2004 não tinha mais a mesma aderência para o atual cenário, tanto na questão das mudanças tecnológicas como na questão da diversificação da matriz. Aquela consulta foi bastante importante para identificar o que precisava ser reformulado no modelo setorial.

E assim nós o fizemos. Eu como secretária-executiva criei um grupo de trabalho para justamente regulamentar todos aqueles pilares que estavam naquele projeto de lei originado da consulta pública, que é o PL 414, a que o senador Marcos Rogério se referiu. E especialmente o que tinha ali, a questão da separação lastro e energia, que é o nosso gargalo atual. E, somado a isso, o crescimento dos subsídios.

Acredita que o caminho para a reforma ainda seria com o PL 414?
Veja, a gente teria que reformular o PL 414. Já passaram quase nove anos. Ele já não tem a mesma aderência hoje, porque você tem uma penetração grande de geração distribuída, de energia descentralizada, então já tem que ser repensado todo o modelo. 

As usinas hidrelétricas passaram a prestar cada vez mais serviços essenciais, mas nem sempre elas são remuneradas de forma compatível com o seu valor sistêmico. Hoje elas têm prestado um serviço, especialmente naqueles períodos da ponta do sistema, da rampa, e não são remuneradas por isso. E isso está trazendo um desgaste pros equipamentos dessas usinas, porque elas não foram concebidas para esse liga e desliga todo dia.

O que seria essencial ser endereçado por essa reforma?
A Abrage elenca quatro pilares urgentes necessários nessa reforma: garantir o equilíbrio entre oferta e demanda, assegurar uma alocação justa e eficiente dos custos e riscos, promover o aproveitamento sustentável e equilibrado dos recursos energéticos, e fomentar a participação ativa dos consumidores na oferta, demanda e contratação de energia.

Hoje há uma distorção na alocação dos custos da energia elétrica entre consumidores, que tem ficado cada vez mais insustentável. A modernização da regulação e a promoção de uma matriz equilibrada são passos fundamentais para o futuro sustentável do setor. Investir em tecnologias com menores emissões de gases de efeito estufa, aliado à eficiência energética, é o caminho para tarifas mais competitivas no longo prazo. No entanto, é essencial que o planejamento setorial e as decisões de expansão considerem os custos reais e os atributos que cada fonte entrega para o sistema.

O que seriam esses custos reais?
Hoje no Plano Decenal é utilizado um modelo de decisão de investimento para você definir como você vai expandir o crescimento da sua geração. Esse modelo, quando seleciona as fontes de menor custo global, não considera os subsídios. O que a Abrage defende é que tem que planejar e tomar uma decisão olhando esses custos reais.

Não adianta decidir pensando que a solar custa, por exemplo, R$ 100 o megawatt/hora. A hídrica pode custar R$ 150. Mas quando soma o subsídio, a solar custa mais de R$ 300. Então, a decisão tem que enxergar esse custo real e se de fato a solar entrega todos os requisitos que o sistema precisa, porque contrata a R$ 100, mas tem que contratar potência.

E como resolver isso na reforma?
Há a necessidade de darmos maior transparência na alocação de subsídios e na gestão dos custos transferidos aos consumidores. Isso inclui a eliminação de incentivos a tecnologias maduras e uma abordagem mais equilibrada para o crescimento da geração distribuída. A transição energética deve garantir um sistema sustentável, inovador, acessível, sem onerar desproporcionalmente o consumidor.