{"id":20301,"date":"2025-02-17T09:00:00","date_gmt":"2025-02-17T12:00:00","guid":{"rendered":"https:\/\/agenciainfra.com\/blog\/?p=20301"},"modified":"2025-02-18T08:57:07","modified_gmt":"2025-02-18T11:57:07","slug":"epe-preve-aumento-de-80-no-consumo-industrial-de-energia-na-decada","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/agenciainfra.com\/blog\/epe-preve-aumento-de-80-no-consumo-industrial-de-energia-na-decada\/","title":{"rendered":"EPE prev\u00ea aumento de 80% no consumo industrial de energia na d\u00e9cada"},"content":{"rendered":"\n

Geraldo Campos Jr. e Marisa Wanzeller, da Ag\u00eancia iNFRA<\/strong><\/p>\n\n\n\n

A EPE (Empresa de Pesquisa Energ\u00e9tica) estima que o consumo industrial de energia no pa\u00eds crescer\u00e1 80% at\u00e9 2034, afirma o presidente da estatal, Thiago Prado. Segundo ele, o aumento previsto se deve “principalmente pelo surgimento das grandes cargas consumidoras\u201d, como data centers e intelig\u00eancia artificial, al\u00e9m de projetos de hidrog\u00eanio. O consumo total do pa\u00eds subir\u00e1 25% no mesmo per\u00edodo, diz o executivo.

Em entrevista \u00e0 Ag\u00eancia iNFRA<\/strong>, Prado disse acreditar em uma \u201cnova onda de grandes investimentos em transmiss\u00e3o\u201d. Ele afirmou que a EPE tem uma carteira de estudos que manter\u00e1 o cronograma de leil\u00f5es de transmiss\u00e3o para os pr\u00f3ximos anos, como um novo bipolo para escoamento da gera\u00e7\u00e3o renov\u00e1vel no Nordeste e um sistema para atender \u00e0s cargas para produ\u00e7\u00e3o de hidrog\u00eanio, da ordem de 4 GW (gigawatts).

A estatal tamb\u00e9m aponta para a necessidade de novos certames de gera\u00e7\u00e3o, tanto de energia nova para atendimento da demanda crescente, como de leil\u00f5es anuais de reserva de capacidade para garantir flexibilidade ao sistema. \u201cNa medida que permanecemos agregando fontes renov\u00e1veis vari\u00e1veis ao nosso sistema, necessariamente tamb\u00e9m temos que caminhar com um acr\u00e9scimo de pot\u00eancia num leil\u00e3o de reserva de capacidade”, disse.

Thiago Prado ainda defendeu a conclus\u00e3o de Angra 3. Ele afirmou que a decis\u00e3o sobre a continuidade das obras da usina, a ser tomada na pr\u00f3xima ter\u00e7a-feira (18) pelo CNPE (Conselho Nacional de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica), deve levar em conta \u201cum olhar al\u00e9m do pre\u00e7o\u201d.

Leia a seguir os principais trechos da entrevista:

Ag\u00eancia iNFRA \u2013 Quais as proje\u00e7\u00f5es de amplia\u00e7\u00e3o da matriz el\u00e9trica e da demanda do SIN (Sistema Interligado Nacional) para os pr\u00f3ximos anos?<\/strong>
Thiago Prado \u2013<\/strong> As perspectivas s\u00e3o positivas. No PDE (Plano Decenal de Energia) de 2034 temos algo em torno de R$ 3,2 trilh\u00f5es de estimativa de investimentos na cadeia da energia el\u00e9trica, do setor de petr\u00f3leo e g\u00e1s natural, e biocombust\u00edveis l\u00edquidos. H\u00e1 uma estimativa de termos um crescimento do consumo total de energia da ordem de 25%. Isso equivale a dizer que em dez anos a gente vai crescer em cerca de 80% o consumo atual da energia do setor industrial.

Ent\u00e3o s\u00e3o perspectivas de crescimento positivas e de um n\u00edvel de investimentos intensivo nos pr\u00f3ximos dez anos.<\/p>\n\n\n\n

Por quais motivos voc\u00eas estimam esse aumento de consumo nos pr\u00f3ximos dez anos?<\/strong>
\u00c9 muito em fun\u00e7\u00e3o das discuss\u00f5es de transi\u00e7\u00e3o energ\u00e9tica, a intensidade na eletrifica\u00e7\u00e3o de alguns segmentos e, principalmente, pelo surgimento das grandes cargas consumidoras.

Hoje temos um conjunto de projetos, por exemplo, para hidrog\u00eanio, somando algo da ordem de 50 GW de carga. E em data centers e intelig\u00eancia artificial temos uma demanda estimada da ordem de 13 GW de projetos no Brasil.<\/p>\n\n\n\n

Quais os principais desafios hoje para o planejamento do setor el\u00e9trico?<\/strong>
Eu diria que o planejamento tem muitos desafios e em diferentes frentes. A gente tem uma frente que o governo federal tem buscado avan\u00e7ar, que \u00e9 a de pobreza energ\u00e9tica. N\u00f3s temos um desafio de flexibilidade [operativa], n\u00e3o s\u00f3 no atendimento \u00e0 ponta, mas tamb\u00e9m nas rampas (subidas do consumo), e o que fazer nos vales (queda da demanda ao longo do dia). E temos a quest\u00e3o do curtailment.

Em outra frente, a EPE colocou a potencialidade das usinas revers\u00edveis como mais uma tecnologia candidata \u00e0 discuss\u00e3o regulat\u00f3ria que se encontra na ANEEL (Ag\u00eancia Nacional de Energia El\u00e9trica) sobre armazenamento de energia.

E temos tamb\u00e9m a frente de mudan\u00e7as clim\u00e1ticas e adapta\u00e7\u00e3o. Essas mudan\u00e7as j\u00e1 chegaram e a gente precisa olhar como que a infraestrutura do futuro precisa ser concebida para estar alinhada com novos n\u00edveis de risco. Al\u00e9m de um olhar para a infraestrutura existente, de como trazer uma abordagem de resili\u00eancia e adapta\u00e7\u00e3o ao que j\u00e1 existe.

Como a EPE tem trabalhado para ajudar com a quest\u00e3o da flexibilidade do sistema?<\/strong>
O CMSE (Comit\u00ea de Monitoramento do Setor El\u00e9trico) demandou \u00e0 EPE um primeiro estudo de crit\u00e9rios e defini\u00e7\u00f5es sobre flexibilidade. Est\u00e1 previsto para ser entregue ainda neste ano e acredito que vai ajudar a pautar bastante as discuss\u00f5es, inclusive junto ao ONS (Operador Nacional do Sistema El\u00e9trico).

Hoje n\u00e3o existem regras de flexibilidade, ent\u00e3o o estudo \u00e9 para ajudar a criar par\u00e2metros do que \u00e9 a flexibilidade. Muito se fala de flexibilidade, mas n\u00e3o se tem isso definido no campo normativo de forma clara e balizada. A ideia \u00e9 justamente trazer isso para um campo mais objetivo. Temos intensificado os di\u00e1logos, tentando uniformizar os crit\u00e9rios de planejamento da expans\u00e3o com os crit\u00e9rios de planejamento da opera\u00e7\u00e3o, para que todos esses conceitos nas\u00e7am harmoniosos e possam gerar boas decis\u00f5es ao governo.

E quanto ao curtailment, o que pode ser feito do ponto de vista de planejamento para atenuar esse problema?<\/strong>
Temos trabalhado de forma muito pr\u00f3xima ao ONS para alinhar as informa\u00e7\u00f5es dos geradores, principalmente a partir do evento que aconteceu em agosto [de 2023], e ter uma base de dados mais refinada para poder revisitar os estudos de transmiss\u00e3o e analisar os limites de interc\u00e2mbio que est\u00e3o sendo praticados hoje com o que a gente estava praticando no planejamento. A partir da\u00ed \u00e9 que vamos conseguir identificar se h\u00e1 necessidade de ajustes na rede que eventualmente reduzam esse n\u00edvel de curtailment.

E estamos buscando, al\u00e9m dos investimentos em expans\u00e3o, trazer um n\u00edvel de inova\u00e7\u00e3o. No in\u00edcio do m\u00eas, fizemos um evento na Abdib [Associa\u00e7\u00e3o Brasileira da Infraestrutura e Ind\u00fastrias de Base] em que identificamos uma s\u00e9rie de tecnologias que poderiam ser aplicadas no sistema, e uma delas que nos pareceu ter o resultado mais pr\u00f3ximo se chama DLR [Dynamic Line Rating]. \u00c9 uma tecnologia que passa a fazer um monitoramento em tempo real, por exemplo, dos ventos. E a\u00ed, com isso, trabalhar na temperatura dos cabos para passar mais energia nesses cabos. Assim, a gente eliminaria, por exemplo, as quest\u00f5es de curtailment por restri\u00e7\u00e3o el\u00e9trica. A EPE tem se debru\u00e7ado sobre esse trabalho e em breve a gente deve estar compartilhando tamb\u00e9m com o minist\u00e9rio e com o ONS esses achados.

Voc\u00eas tamb\u00e9m fizeram estudos sobre Angra 3. Qual \u00e9 a vis\u00e3o da EPE sobre a obra?<\/strong>
Angra 3 se encontra para delibera\u00e7\u00e3o pelo CNPE, [em reuni\u00e3o] prevista ainda no m\u00eas de fevereiro. A EPE fez uma an\u00e1lise de estudos complementares a partir dos estudos que o BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econ\u00f4mico e Social) trouxe. Na nossa vis\u00e3o, o olhar sobre Angra 3 tem que ser al\u00e9m do pre\u00e7o da energia. O empreendimento agrega uma s\u00e9rie de outros itens que atualmente n\u00e3o s\u00e3o precific\u00e1veis e coadunam com a pol\u00edtica nuclear brasileira e com o desenvolvimento de uma cadeia de valor do setor nuclear.

\u00c9 uma energia firme. Muito se discute se polui, sobre a quest\u00e3o do pre\u00e7o comparando com outras fontes, mas esse \u00e9 um recurso que \u00e9 totalmente despach\u00e1vel, que entrega energia quando o sistema precisa e que agrega seguran\u00e7a.<\/p>\n\n\n\n

O que voc\u00eas conclu\u00edram com esses estudos?<\/strong>
O que a gente viu \u00e9 que essa n\u00e3o \u00e9 uma an\u00e1lise econ\u00f4mica comum, como se costuma fazer. O processo decis\u00f3rio nos outros pa\u00edses considera outras vari\u00e1veis al\u00e9m de uma m\u00e9trica \u00fanica de pre\u00e7o. Essas vari\u00e1veis mais estrat\u00e9gicas que a gente buscou trazer no opinativo que foi submetido ao governo, em que a gente entende que esse \u00e9 um projeto que deve continuar, por uma s\u00e9rie de outros motivos que v\u00e3o al\u00e9m dessa compara\u00e7\u00e3o simples de pre\u00e7o.

Quando temos esses outros elementos na base comparativa, esse valor relativo dos pre\u00e7os se altera. N\u00e3o \u00e9 uma conta justa quando a gente v\u00ea compara\u00e7\u00f5es de uma usina nuclear com um parque fotovoltaico, um parque e\u00f3lico. Por exemplo, se voc\u00ea come\u00e7ar a comparar a energia nuclear colocando proje\u00e7\u00f5es de futuro do mercado de carbono, essa base relativa come\u00e7a a se alterar, inclusive se a gente comparar essa usina com uma t\u00e9rmica a g\u00e1s natural ou a \u00f3leo combust\u00edvel.

Nesse ano, est\u00e1 prevista a realiza\u00e7\u00e3o do leil\u00e3o de pot\u00eancia. Como est\u00e1 o processo para definir o montante a ser contratado? Quando deve ser divulgado?<\/strong>
Essa defini\u00e7\u00e3o \u00e9 uma responsabilidade compartilhada entre a EPE e o ONS. \u00c9 uma nota t\u00e9cnica conjunta que recomenda ao MME (Minist\u00e9rio de Minas e Energia), um pouco antes da sess\u00e3o p\u00fablica, um montante a ser contratado. Ela \u00e9 produzida o mais pr\u00f3ximo poss\u00edvel do leil\u00e3o para que possamos utilizar os dados mais atualizados dispon\u00edveis.

Mas existe algum indicativo de quanto deve ser?<\/strong>
As proje\u00e7\u00f5es da EPE constam no PDE 2034 e giram em algo entre 6 GW e 10 GW. O que a gente v\u00ea, e acho que tem um pouco a ver com a expectativa do mercado, \u00e9 que n\u00e3o se trata de um \u00fanico leil\u00e3o. Esse \u00e9 um leil\u00e3o de 10 produtos, com uma contrata\u00e7\u00e3o de v\u00e1rios anos, at\u00e9 2030, se eu n\u00e3o me engano. Mas a gente tem identificado necessidade de acr\u00e9scimo de pot\u00eancia at\u00e9 2034, o \u00faltimo ano do nosso plano decenal, e a tend\u00eancia \u00e9 que isso continue.

Na medida que a gente atualiza o Plano Decenal, acredito que vamos s\u00f3 ratificar a necessidade de mais leil\u00f5es de reserva de capacidade nos pr\u00f3ximos anos. Acredito que todo ano, a princ\u00edpio, a gente tenha pelo menos um leil\u00e3o de reserva de capacidade a ser realizado para ir fazendo os ajustes ao crescimento da oferta.

O que \u00e9 levado em conta para calcular essa necessidade de pot\u00eancia?<\/strong>
Na medida em que permanecemos agregando fontes renov\u00e1veis vari\u00e1veis ao nosso sistema, necessariamente tamb\u00e9m temos que caminhar com um acr\u00e9scimo de pot\u00eancia num leil\u00e3o de reserva de capacidade para fazer vis-\u00e0-vis com esse avan\u00e7o da oferta de energia vari\u00e1vel.

A gente considera o que est\u00e1 saindo, o que est\u00e1 ingressando e tamb\u00e9m a natureza das cargas. E tem um outro aspecto importante: na medida que a gente tem cargas que s\u00e3o mais constantes no sistema, como por exemplo data centers e hidrog\u00eanio, que t\u00eam uma opera\u00e7\u00e3o muito linear e mais constante, elas exigem mais do sistema no per\u00edodo em que voc\u00ea n\u00e3o tem sol ou muito vento. Ent\u00e3o tem que ter uma fonte que garanta a seguran\u00e7a para o abastecimento dessas cargas. Isso tamb\u00e9m gera acr\u00e9scimo no requisito de pot\u00eancia.<\/p>\n\n\n\n

Tamb\u00e9m para esse ano est\u00e1 previsto um leil\u00e3o A-5 para PCHs (Pequenas Centrais Hidrel\u00e9tricas). Por que h\u00e1 necessidade de um leil\u00e3o desse tipo para o mercado cativo? Passou a fase de sobrecontrata\u00e7\u00e3o das distribuidoras?<\/strong>
Todo segundo semestre do ano, o MME faz de forma proativa um levantamento junto \u00e0s distribuidoras sobre as demandas para atendimento ao crescimento dos mercados delas. Normalmente isso \u00e9 algo que acontece entre setembro e outubro e d\u00e1 uma sinaliza\u00e7\u00e3o para o minist\u00e9rio da necessidade de realizar ou n\u00e3o um leil\u00e3o de energia nova, que pode ser um A-3, A-4, A-5, A-6 ou, eventualmente, A-7, se tivesse uma usina hidrel\u00e9trica de concess\u00e3o a ser licitada. Eles olham essas proje\u00e7\u00f5es de demanda e, se houver pelo menos uma distribuidora com demanda a ser contratada para atender o crescimento desse mercado, o minist\u00e9rio se v\u00ea obrigado a desenvolver um leil\u00e3o de energia nova.

A gente encerrou o cadastramento [para o leil\u00e3o] no dia 7 de fevereiro com um recorde de 225 projetos de PCHs e CGHs (Centrais Geradoras Hidrel\u00e9tricas). \u00c9 a maior oferta que j\u00e1 tivemos para essa fonte em rela\u00e7\u00e3o aos certames anteriores. O que \u00e9 bom, pois significa que haver\u00e1 competi\u00e7\u00e3o e isso se traduz em pre\u00e7o.

E por que contratar apenas PCHs nesse leil\u00e3o?<\/strong>
N\u00f3s produzimos dentro do Plano Decenal uma cesta de ofertas. Temos um modelo de decis\u00e3o de investimento e indicamos ali um conjunto de fontes que atendam aquele mix de renovabilidade da matriz. E uma das fontes candidatas que se encontra l\u00e1 s\u00e3o as PCHs. E quem decide \u00e9 o minist\u00e9rio [de Minas e Energia], que \u00e9 o grande maestro que tenta fazer com que aquele mix de fontes permane\u00e7a de forma equilibrada para manter a nossa matriz n\u00e3o dependente de um ou dois recursos para termos uma expans\u00e3o diversificada, diluindo os riscos.

Ainda sobre leil\u00f5es, o que est\u00e1 em estudo para a transmiss\u00e3o?<\/strong>
A gente encaminha para o minist\u00e9rio todo o ano uma programa\u00e7\u00e3o de estudos, de planejamento da transmiss\u00e3o, e temos sim perspectivas de manter o cronograma de leil\u00f5es de transmiss\u00e3o para os pr\u00f3ximos anos, porque a gente tem projetos a serem licitados. Acredito que vai ter uma nova onda de grandes investimentos na transmiss\u00e3o. Temos estudos muito sens\u00edveis em produ\u00e7\u00e3o aqui dentro da EPE, por exemplo um refor\u00e7o para Manaus, para dar mais confiabilidade, e um segundo refor\u00e7o para Boa Vista, que vai se encadear com o resultado desse estudo de planejamento para Manaus.<\/p>\n\n\n\n

Temos um novo bipolo saindo do Nordeste que tamb\u00e9m se encontra em desenvolvimento aqui na EPE. E mais um outro estudo de transmiss\u00e3o, que foi demandado pelo minist\u00e9rio agora recentemente, que \u00e9 para conex\u00e3o de carga para hidrog\u00eanio. E a\u00ed a gente pretende desenhar um sistema de transmiss\u00e3o que possa atender cargas da ordem de 4 GW de carga de hidrog\u00eanio em uma primeira fase<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

Geraldo Campos Jr. e Marisa Wanzeller, da Ag\u00eancia iNFRA A EPE (Empresa de Pesquisa Energ\u00e9tica) estima que o consumo industrial de energia no pa\u00eds crescer\u00e1 80% at\u00e9 2034, afirma o presidente da estatal, Thiago Prado. 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