A Colômbia precisa reforçar a rede elétrica com gás?

A Wärtsilä, fabricante e fornecedora finlandesa de serviços de energia elétrica, possui um portfólio de projetos de cerca de 500 MW na Colômbia.

Na primeira parte de uma entrevista dividida em duas, o diretor-geral local da Wärtsilä, Roberto Lares, conversa com a BNamericas sobre a importância da geração de energia de reserva a gás e como o armazenamento em baterias pode destravar o potencial das energias renováveis.

BNamericas: Quais são os desafios e oportunidades que a Wärtsilä identifica na Colômbia?

Lares: Bem, vou compartilhar um pouco da nossa experiência. Comercializamos equipamentos térmicos, basicamente, usinas de geração de eletricidade, que hoje são conhecidas como plantas flexíveis. Essas plantas possuem características que lhes permitem ligar e desligar rapidamente várias vezes ao dia sem gerar nenhum problema. E isso é muito útil na transição energética atual para complementar a intermitência das energias renováveis.

Na Colômbia, as plantas térmicas são construídas por meio da concessão de Cargo de Confiabilidade, já que ainda não existe um mercado de Contratos de Compra de Energia (PPA) para plantas térmicas, uma vez que o preço da bolsa na Colômbia é dominado principalmente pela hidreletricidade. Portanto, os preços são bastante baixos.

Em outros países da região, como na América Central e nas ilhas do Caribe, a situação é diferente: os projetos podem ser financiados, por exemplo, com PPAs entre partes privadas. Na Colômbia, precisamos manter contato com o regulador e com as autoridades para alertar sobre a necessidade de realizar um leilão de Cargo de Confiabilidade. Na Colômbia acumulamos um portfólio de projetos em torno de 500 MW com clientes sérios que estão avançados em seus empreendimentos, possuem licenças ambientais, em alguns casos também já contam com o ponto de conexão aprovado, em outros não. Esses projetos estão, essencialmente, aguardando por um novo processo de expansão, uma subasta de expansão por Cargo de Confiabilidade, que não ocorrem com frequência na Colômbia – geralmente uma vez a cada quatro ou cinco anos.

Basicamente o número de projetos [termelétricos] que podiam participar era muito pequeno devido às limitações no processo de atribuição dos pontos de conexão, que se tornaram uma exigência para esses leilões. Então, eu diria que, em termos regulatórios e de licenciamento, o ponto de conexão passou a ser uma exigência, digamos, obrigatória nesses leilões. Nos cinco leilões anteriores, isso não era obrigatório e depois se tornou o gargalo para possíveis projetos ou expansões no setor termelétrico.

É bom esclarecer que existe um grande interesse na Colômbia, tanto por parte de incorporadores quanto de investidores, o que é muito positivo. Ou seja, no momento em que estiverem reunidas as condições para um novo leilão e colocados ou concedidos os pontos de conexão, certamente haverá projetos, assim como ocorre no setor das energias renováveis, com investidores muito sérios envolvidos.

BNamericas: Então, as mudanças regulatórias de conexão que a Colômbia implementou há alguns anos não ajudaram a destravar os projetos conforme planejado?

Lares: Em 2020, houve esse processo de limpeza necessário, ou seja, o processo começou com o regulamento que visava limpar um pouco todos os projetos ou pontos de conexão que haviam sido concedidos sob a regulamentação anterior, porque muitos pontos de conexão estavam nas mãos de desenvolvedores que não estavam realmente investindo na execução do projeto. E este foi um passo acertado.

Eu acredito que cerca de 8GW de capacidade em subestações foram liberados por meio desse processo de solicitar garantias de conexão, algo que anteriormente não era requisitado. E desse primeiro processo, até onde sei, restaram apenas 350 MW de projetos térmicos que forneceram suas garantias, tinham ponto de conexão e estavam aguardando uma oportunidade de leilão.

Depois veio o primeiro processo de janela única realizado pela [unidade de planeamento estatal] UPME, no qual foi aplicado este novo procedimento ou novos critérios de concessão. Basicamente, que eu saiba, havia cerca de 1.200 MW em projetos térmicos que haviam se candidatado e apenas 240 MW ou 250 MW foram concedidos em licenças de conexão. Ou seja, quase 1GW de projetos térmicos ficou sem ponto de conexão e esses projetos planejavam participar do leilão em fevereiro deste ano, o que não é ruim. Foi a primeira vez que isso foi feito na Colômbia. Houve um critério de concessão que favoreceu as plantas solares, eólicas e pequenas centrais hidrelétricas, plantas que estão alinhadas basicamente com o processo de transição energética que a Colômbia está passando.

BNamericas: Então, a energia térmica está sendo marginalizada na Colômbia?

Lares: A transição é um processo que leva várias décadas e sempre devemos levar em consideração que a prioridade é manter a confiabilidade no fornecimento de energia. Isso é primordial para qualquer regulador e planejador. Então, os processos precisam ser realizados considerando fontes de geração térmica que ainda serão necessárias, seja por requisitos de energia firme na Colômbia ou em outros países com menos contribuições hidrelétricas. Essas plantas geralmente operam diariamente para complementar a intermitência das renováveis quando elas começam a participar de forma significativa da matriz de geração. Então é muito interessante.

BNamericas: O Ministério da Energia disse recentemente que está pensando na possibilidade de realizar novos leilões de energia em um futuro próximo. Tem sido especulado que poderia haver até leilões por tecnologia ou região. A Wärtsilä estaria interessada em participar desses processos?

Lares: Sim. Ouvimos essas declarações e estamos acompanhando de perto porque, de fato, é de grande interesse para nossos clientes. Até agora, todos os leilões permitiram a entrada de todas as tecnologias, mas há um processo atual desenvolvido por este governo para energia eólica marinha, que é apenas um leilão para esse tipo de tecnologia.

Achamos que pode ser sensato considerar um leilão focado em projetos que contribuam com maior percentual de firmeza, como projetos térmicos e hidrelétricos. Eu acho que são necessários outros processos também para todo esse conjunto de projetos solares que foram concedidos em fevereiro, foram 4.441 MW se não me engano, já que o contrato de garantia de confiabilidade para esses projetos não é suficiente. São projetos que não poderão ser financiados se não tiverem PPA. Isso é um complemento adicional para eles em seu fluxo de caixa. Não sei se todos esses 4.400 MW em projetos solares tinham a energia vendida, porque realmente é onde se gera uma parte importante da receita. Talvez seja necessário outro leilão de contratos de longo prazo também.

Acredito que também seria necessário que o governo se organizasse para garantir a consolidação dessas receitas dos projetos, para que eles possam, pelo menos, ter a certeza financeira de que já têm todos os recursos, pois a questão do licenciamento ambiental, se faltar, enquadra-se em outra categoria, mas pelo menos os projetos deveriam ser bancáveis financeiramente.

BNamericas: Você poderia nos contar um pouco mais sobre os projetos que a Wärtsilä está desenvolvendo na Colômbia?

Lares: Estamos trabalhando, como mencionei, em cerca de 500 MW em projetos. Em um deles, estamos apoiando a Celsia no projeto Tesorito. Estamos sempre disponíveis como possíveis fornecedores de equipamentos e para a construção. É uma vantagem nossa como empresa, pois podemos realizar o EPC completo da planta, e temos outros projetos na região de Santa Marta chamados Termo Bonda, Termo Gaira e Termo Costa. Nunca há 100% de segurança até que se tenha o contrato, mas estamos apoiando esses quatro projetos, que totalizam cerca de 500 MW.

BNamericas: A Colômbia ainda não conseguiu integrar baterias em larga escala à rede. Como vocês veem esse segmento? É algo que está no radar da Wärtsilä?

Lares: Sem dúvida é do nosso interesse. Estamos muito presentes na América Latina; Nós nos concentramos essencialmente no Chile porque eles já desenvolveram os regulamentos, as resoluções necessárias para viabilizar os projetos de armazenamento. Sem dúvida, a Colômbia vai precisar disso e depende se você é reativo ou planejador.

No Chile, o boom do armazenamento é resultado da grande penetração das renováveis, que gerou a redução, um problema. Há um desperdício de energia solar e eólica principalmente por não serem consumidas pela demanda ou simplesmente porque a demanda não as requer. Então, eles foram reativos e criaram resoluções para o armazenamento, e agora essa redução será aproveitada nessas baterias e utilizada nas horas do dia em que a demanda necessitar.

Aqui na Colômbia, nossa sugestão é que avancemos. Houve pilotos na Colômbia para estudar a tecnologia, o que nos parece apropriado. Acreditamos que esse deveria ser o próximo passo regulatório: criar os mecanismos para tornar o armazenamento de energia viável através de baterias.

BNamericas: Há quem diga que as grandes hidrelétricas têm a vantagem de poder armazenar energia...

Lares: Na Colômbia, há um entendimento de que as hidrelétricas funcionarão como baterias, ou seja, deixarão de produzir durante o dia quando a produção solar é mais importante. No entanto, também é necessário considerar a estabilidade da rede, pois isso envolve gerenciar vários aspectos simultaneamente. 

Por exemplo, com a concessão de 4.440 MW de energia solar em fevereiro, mais a capacidade já em operação, para o período de 2027-2028, teríamos cerca de 5.000 MW de energia solar no pico do meio-dia, representando metade da demanda de uma rede que, nesse horário, é de 10.000 MW.

Hoje, ao meio-dia, o pico de demanda está em torno de 10.000 MW, o que significa que haverá uma penetração de 50% de energia intermitente nesse momento do dia, e essa intermitência poderá gerar estresse na estabilidade da rede. Também testará a flexibilidade das hidrelétricas em acompanhar essa intermitência, podendo resultar em reduções em alguns projetos, já que o sistema pode não absorver 50% de energia intermitente nesse horário devido à estabilidade da rede.

BNamericas: As baterias podem resolver esse problema?

Lares: É aqui que a questão das baterias pode se tornar importante. Vimos isso, por exemplo, na República Dominicana, que originalmente não havia exigência para instalar baterias em projetos solares, mas agora estão exigindo certa capacidade de armazenamento para projetos acima de 50 MW devido à estabilidade da rede, apesar de terem apenas uma penetração de 25-30% até o momento.

Então, podemos imaginar como será a Colômbia em 2028, porque as plantas térmicas existentes, exceto Tesorito, são pouco flexíveis. Estamos falando de tecnologia a carvão, essencialmente caldeiras com turbinas a vapor que não foram projetadas para ajustar rapidamente sua capacidade.

Temos ciclos combinados que operam principalmente em carga base e poucas usinas de ciclo aberto que podem funcionar como peakers. O que o sistema realmente precisa são plantas flexíveis para lidar com esses momentos do meio-dia quando é necessário complementar a intermitência. Isso já está ocorrendo na Europa, na Alemanha, nos EUA.

Nós, na Califórnia, assinamos um contrato para os próximos 20 anos para não construir mais usinas térmicas. A Califórnia já está no limite e possui baterias e diversas tecnologias. Tem sido o estado mais avançado dos EUA nesse tema. Ainda assim, apesar de todos os esforços, ainda é necessário manter usinas térmicas operando com combustíveis fósseis por enquanto. No futuro, essas usinas poderiam operar com 100% de hidrogênio como combustível, e já estamos preparados para essa transição. Isso envolve questões relacionadas à economia de combustível quando estiver disponível.