Em outubro de 2019 a EPE publicou uma nota técnica (088/2019) na qual apresentava um potencial de modernização e repotenciação de usinas hidrelétricas de 49.973 MW, distribuídos por 51 usinas com 25 anos ou mais de operação.

Publicado um mês antes do acionamento da última das 18 unidades geradoras (UG) de Belo Monte, o estudo representava um fio de esperança para a cadeia produtiva do setor.

O potencial de aumento de capacidade podia chegar a 10.740 MW, quase uma nova Belo Monte (11.000 MW), na hipótese mais otimista (20% do potencial estudado) ou ficar em 2.685, praticamente a soma das UHEs Itumbiara (2.082 MW) e Nova Ponte (510 MW) na bacia do rio Paranaíba, na hipótese mais pé no chão (5% do potencial).

O estudo contemplava ainda a possibilidade de ganho de 7.240 MW com as ampliações de 12 UHEs que possuíam “poços” nas estruturas de suas barragens, total ou parcialmente prontos para receber novas UGs. Em ambos os casos, não havia um horizonte para a concretização das projeções.

Ao longo dos quase sete anos desde então, vários projetos de modernização foram iniciados, como os das UHEs Ilha Solteira e Jupiá, da CTG, São Simão, da SPIC, Jaguara, da Engie e da gigantesca UHE Itaipu, ou totalmente concluídos, como em algumas usinas do Complexo Paulo Afonso, da Axia.

No entanto, nenhuma dessas modernizações focou em ganho de potência, ficando mais na atualização tecnológica total ou parcial dos equipamentos desgastados pelo longo tempo de uso. Já na vertente das ampliações, o leilão de capacidade (LRCAP) realizado no último dia 18 de março retirou da prateleira o primeiro lote delas, totalizando 2.915,1 MW, proveniente de cinco UHEs, incluindo uma, a UHE Segredo, que não estava naquela lista da nota da EPE. As ampliações estarão prontas entre 2030 e 2031.

Agora, a versão Consulta Pública do PDE 2035, ainda pendente de divulgação definitiva, apesar de refletir cadernos já divulgados ao longo do ano passado e deste, indica um potencial de aumento da capacidade hidrelétrica de 2.806 MW até metade da próxima década proveniente de modernizações com ganhos de potência de hidrelétricas.

O número corresponde a 35,3% da geração hidrelétrica total projetada para entrar no SIN até 2035 (7.936 MW) e a 77,5% dos 3.622 MW que chegarão ao sistema provenientes de UHEs (o restante virá de PCHs e CGHs).

UHE Estrela, de 48 MW, em construção conjunta com PCH Tabocas: usinas estão localizadas no rio Verde (GO) e chegaram ao pico das obras em janeiro (Foto: Divulgação/Atiaia Renováveis)

Os 22,5% restantes de capacidade projetados pela EPE para serem acrescidos no período virão da UHE Estrela, em construção (48 MW), e das UHEs Bem Querer (650 MW) e Telêmaco Borba (118 MW), ambas a fio d’água e ainda buscando licenciamento socioambiental.

A projeção da EPE é anterior às duas resoluções do CNPE, de abril deste ano, voltadas para acelerar os estudos para a construção de hidrelétricas reversíveis (UHRs) e para a possível retomada da construção de hidrelétricas convencionais com reservatórios.

Para a equipe da Superintendência de Geração da EPE, que prefere se manifestar em grupo, a não concretização até agora de nenhum ganho de potência via modernizações tem como principal hipótese a falta de estímulo econômico aos investimentos necessários.

“Talvez algumas usinas podem ter deixado de aproveitar a oportunidade por ainda não encontrarem fundamentação econômica para a expansão de capacidade enquanto modernizaram seus ativos nos últimos anos, pois a remuneração econômica dentro da regulação existente não atenderia aos critérios de investimento dos ativos”, ponderou o grupo.

De acordo com a empresa federal de pesquisa e planejamento, o potencial de ganho pela via de modernizações projetado para 2035 é composto por usinas majoritariamente localizadas nos subsistemas Norte e Sudeste.

Em box inserido no texto principal do PDE 2035, ainda preliminar, intitulado “O Futuro das Hidrelétricas”, a EPE acrescenta mais cores à análise sobre a importância das modernizações de usinas. Para a empresa, “o contexto atual de mudança operativa será o vetor de modernização do parque hidráulico” entendendo que ele representa “novas oportunidades, novos investimentos e novas funções em que a fonte será capaz de atuar”.

O momento com as novas concessões

O texto associa ainda as perspectivas dessas obras à iminência da entrada de um novo ciclo de concessões, a partir do vencimento de parte substancial das existentes, uma vez que o tempo remanescente de outorga representa, ao lado dos estímulos provenientes das oportunidades de ganhos com o produto, fator decisivo na hora da decisão de investir e em qual extensão.

De acordo com a EPE, serão 45 outorgas de UHEs com vencimento até 2035, totalizando 16 GW de capacidade, representando cerca de 15,5% de toda a capacidade instalada do SIN em UHEs.

Neste pacote estão usinas emblemáticas e de porte expressivo, como Emborcação (1.192 MW) e Nova Ponte (510 MW), da Cemig, Salto Santiago (1.420 MW) Itá (1.450 MW), Machadinho (1.140 MW) e Salto Osório (1.078 MW), da Engie, e Água Vermelha, da Auren.

Segundo a EPE, essa condição de proximidade do final da outorga “impacta diretamente seus investimentos [dos agentes], dada a incerteza quanto aos recebíveis relativos a intervenções mais relevantes”.

Ainda segundo o texto, nada menos que 20% das UHEs com outorgas vincendo até 2035 integram o grupo que compõe a folga de potência monitorada (FPM), que é uma espécie de reserva segura do ONS para necessidades de respostas em tempo real, um indicador claro da importância delas para o Sistema.

A EPE ressalta que este problema do descasamento entre o término das concessões e as oportunidades de investimentos não é exclusivo do Brasil e atormenta planejadores de outros países como França, Estados Unidos e Portugal.

Segundo a empresa, países como Canadá, Itália, Noruega, Suécia, Suíça e Áustria têm aproveitado essas situações para encaixar, nas renovações, obrigações de melhorias que promovam “ganhos de eficiência e investimentos físicos” geradores de melhorias.

No caso brasileiro, a EPE vê maior complexidade nesse esforço para harmonizar renovação de concessões e novos investimentos, dada a heterogeneidade das regras em que se enquadram as concessões, conforme demonstrado em estudo feito em 2022 pela FGV.

Obstáculos à parte, a EPE celebrou como “grata surpresa” nos resultados do LRCAP de março o fato de a usina Segredo, da Copel, ter sido uma das cinco UHEs vencedoras do leilão. Segredo não está entre as 12 usinas com “poços” prontos para ampliações que constam daquele estudo de 2019.

A geradora vai construir uma casa de força nova para incorporar duas UGs que não estavam no projeto original, aumentando a capacidade da usina de 1.260 para 2.526 MW. Na avaliação dos técnicos da empresa de planejamento, o fato “evidencia que as usinas do país podem ter mais capacidade a agregar ao SIN”.