O setor energético tornou-se o maior emissor de poluentes do Brasil, mas esta rota não é inevitável.

Por Roberto Rockmann*

Desde a década de 90, as emissões totais de poluentes globais do País caíram 15%, resultado de alterações no uso da terra, em especial da redução do desmatamento na Amazônia, que chegou a representar mais de dois terços do problema e caiu para um terço. O setor de energia seguiu na contramão, com um acréscimo de 103% nas emissões. Quando são consideradas as líquidas, a energia tornou-se a principal fonte de gases de efeito estufa no Brasil, com 39% das emissões, seguida da agropecuária, com 36%. Entre 1970 e 2013, houve um crescimento de quase 300% nas, segundo relatório recente do Observatório do Clima.

A alta é explicada pelo uso intensivo das rodovias, modal altamente dependente de gasolina e diesel, e o aumento da geração das térmicas a gás natural e a óleo combustível. Isso colocará pressão sobre o segmento para reduzir suas emissões ao longo dos próximos anos e deverá elevar a busca por eficiência energética. “O Brasil tem trabalhado a redução das emissões, mas a maior contribuição veio do desmatamento e não deverá se repetir. Nessa situação, a eficiência energética poderá se tornar um fator importante”, destacou Tania Cosentino, presidente para a América do Sul da Schneider Electric.

No fim da década de 1990, sob a ameaça do racionamento de energia que seria decretado em junho de 2001, o governo decidiu investir em termoelétricas para aumentar a segurança do sistema. “A partir daí elas ganharam relevância e chegaram a responder por até 30% da geração. As emissões cresceram, com uma matriz mais dependente das chuvas. Mas, se é ruim com elas, seria pior sem elas”, afirmou a executiva.

Além de redesenhar a sua matriz com foco nas energias renováveis, o Brasil precisa se dedicar ao aumento da eficiência. “Hoje cerca de 30% da matriz é intensiva em carbono e o Brasil aproveita apenas 30% daquilo que poderia em eficiência energética, uma indicação do potencial a ser desenvolvido.” Por ano, o País desperdiça o consumo gerado por meia Usina Hidrelétrica de Itaipu, uma das três maiores do mundo. O custo de investir em eficiência seria de 50 reais o megawatt-hora, um terço do valor aplicado em hidrelétricas e um sexto do investido na construção de uma usina termoelétrica.

Segundo o presidente da Companhia Hidro Elétrica do São Francisco, José Carlos de Miranda Farias, haverá uma nova oportunidade de melhorar a composição da matriz em meados da próxima década, quando os contratos das termoelétricas a óleo combustível para o mercado cativo expirarão. Poluentes e caras, as térmicas poderão ser substituídas por usinas a gás natural fornecido pelas reservas da camada do pré-sal. A Chesf, uma das maiores geradoras, com cerca de 10 mil megawatts de capacidade, receberá um reforço significativo à sua capacidade de investimento com a criação do Fundo de Energia para o Nordeste, estruturado a partir da renegociação de contratos de grandes consumidores. “Cerca de 28 bilhões de reais poderão ser direcionados para projetos com foco em energia renovável e metade do montante terá de ser aplicado no Nordeste”, destacou o presidente da empresa, que estuda investimentos em parques eólicos, térmicas a biomassa e hidrelétricas.

Uma das possibilidades de aumento da eficiência e melhor gestão de energia é a adoção das redes inteligentes, experiência incipiente no Brasil, mas bastante desenvolvida nos Estados Unidos, Europa e China. Os investimentos na área poderiam contribuir para a criação de um polo industrial dinâmico, em uma repetição do êxito do setor eólico, e a atração de investimentos para abastecer o mercado interno e exportar equipamentos.

A adoção das redes inteligentes significará também uma revolução no papel do consumidor que, além de optar por tarifas diferenciadas, poderá gerar energia em sua residência e obter créditos no sistema. As redes permitirão que as máquinas e equipamentos “conversem” entre si, em busca de eficiência. Também possibilitará ao usuário avaliar o consumo de cada eletrodoméstico em tempo real. Haverá tarifas diferenciadas por horário e o cidadão terá a possibilidade de gerenciar o horário de funcionamento dos aparelhos elétricos e aproveitar a energia mais barata ofertada na madrugada.

No mundo, as redes inteligentes avançam. Nos Estados Unidos, 43% das unidades consumidoras operam com medidores inteligentes e, na Califórnia, todos os medidores instalados são bidirecionais, leem o consumo e indicam se o cliente gera energia com seu painel fotovoltaico. Na China, com investimentos de 45 bilhões de dólares programados até 2016 pela estatal State Grid, 80% das unidades consumidoras deverão ter medidores inteligentes, afirmou Sergio Jacobsen, gerente-geral de serviços e soluções para smart grids da Siemens no Brasil.

“No Brasil, 6% da energia gerada é desperdiçada, o equivalente a toda a energia dos parques eólicos e das duas nucleares. Com um sistema mais dependente das usinas a fio d’água, a gestão do consumo ganha importância. A renovação das concessões de distribuição, que agora terão metas de qualidade mais rígidas, pode ser um direcionador do processo.” O Brasil, acredita o executivo, pode repetir o sucesso da energia eólica e criar uma indústria local de equipamentos para redes inteligentes, com mercado amplo. “A desvalorização cambial trouxe competitividade para exportarmos as soluções também.”

O mercado é promissor. No Brasil existem hoje cerca de 80 milhões de medidores. Menos de 5% são inteligentes. Em 2020, o nicho poderá movimentar 1,3 bilhão de reais. Para as redes saírem do papel, será preciso trocar esses dispositivos e criar condições para as concessionárias investirem em sistemas de comunicação que “dialoguem” com os medidores e contenham tecnologias facilitadoras da gestão remota das redes. “Falta um sinal claro de preço para as concessionárias investirem e terem o retorno adequado.”

Atualmente a maioria dos projetos de smart grid é conduzida no âmbito dos programas de pesquisa e desenvolvimento da Agência Nacional de Energia Elétrica, no qual as concessionárias investem perto de 0,5% de sua receita operacional líquida em iniciativas inovadoras. Para o diretor de engenharia da CPFL Energia, Paulo Bombassaro, é essencial uma regulação própria e uma sinalização econômica adequada para as concessionárias apostarem na nova tecnologia. Os sistemas modernos permitem o corte remoto do fornecimento de energia e dispensam o envio de equipes de campo para a unidade consumidora inadimplente. A religação pode ser feita também remotamente, em poucos segundos. Mas hoje não existem regras para o corte automático.

Faltam ainda condições econômicas adequadas para os investimentos. “A indústria precisa de escala. Quando houver regulação e o sinal de preço, surgirão pedidos firmes e aí os fabricantes investirão em produção local. Será um passo na direção de uma cadeia densa, como a da indústria eólica”, afirmou o executivo. O custo de um equipamento inteligente pode ultrapassar 500 reais, enquanto o do tradicional é inferior a 100 reais. Enquanto o modelo convencional tem um tempo de vida de 25 anos, o novo tem uma duração estimada em 13 anos.

A CPFL Energia, com cerca de 15% do mercado de distribuição do País, instalou perto de 25 mil medidores para clientes de média e alta tensão e trabalha em um projeto para 2 milhões de consumidores do grupo B, de baixa tensão, com investimentos previstos entre 700 milhões e 800 milhões de reais. O plano deverá ser apresentado ao Conselho de Administração no fim do ano ou começo de 2016. Um dos focos seriam as áreas mais densas da concessão, entre elas alguns pontos da cidade de Campinas com trânsito congestionado, dificuldade de acesso aos domicílios dos consumidores e encarecimento da medição.

No Rio de Janeiro, a cidade de Búzios foi escolhida pela Enel Brasil, empresa de geração de energia, para o projeto pioneiro da distribuidora Ampla de implementação da sua rede no Brasil. Com cerca de 10 mil clientes, quatro alimentadores, topografia plana e facilidade de conexões, a cidade é muito procurada por turistas brasileiros e estrangeiros, um fator considerado importante para dar visibilidade à ideia. Foram instalados cerca de 10 mil medidores bidirecionais, que permitem tanto a leitura do consumo quanto saber se o cliente exporta energia para a rede. O projeto tem investimento previsto de 40 milhões de reais e é conduzido pelo programa de P&D da Aneel, afirmou Weules Correia, responsável por Pesquisa & Desenvolvimento da Enel Brasil e coordenador do projeto Cidade Inteligente Búzios. Com tal projeto, a concessionária mapeia melhor sua rede e testa o eventual aumento da microgeração distribuída. Na Europa, em países como a Alemanha, houve maciço interesse de clientes que instalaram painéis fotovoltaicos ou microgeradores eólicos nas residências para conseguir gerar energia e ter uma fonte adicional de renda.