Brasil demandará investimentos de R$ 153 bi em transmissão de energia até 2034

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) prevê uma demanda de investimentos em transmissão de energia de até R$ 153 bilhões (US$ 28,2 bilhões) até 2034.

Nos cenários base e pessimista, as previsões de investimentos são de R$ 128,6 bilhões e R$ 114,7 bilhões, respectivamente.

Os investimentos do cenário base são divididos entre linhas de transmissão (R$ 88,3 bilhões para a construção de 30.000 km) e subestações (R$ 40,3 bilhões para 82.000 MVA).

As projeções consideram a expansão dos mercados de datacenters e hidrogênio verde no país, entre outros fatores.

Segundo a EPE, a carga prevista para os datacenters terá um grande crescimento nos próximos anos, chegando a 2,5 GW até 2037, considerando apenas novos projetos nos estados de São Paulo, Rio Grande do Sul e Ceará.

Tendo em vista a maior concentração de projetos de datacenters no estado de São Paulo, estão inclusos na Programação de Estudos do ano de 2024 dois estudos de expansão da transmissão que abrangem o estado: Reforço do sistema na região central da cidade de São Paulo e Atendimento à região de Campinas, Bom Jardim e Itatiba.

Enquanto isso, nove projetos de hidrogênio verde já protocolaram processos de conexão à Rede Básica junto ao Ministério de Minas e Energia, com demanda acumulada de 35,9 GW até 2038.

“Esse valor corresponde a mais que o dobro do pico de carga atual de toda a Região Nordeste, em torno de 16,0 GW, medida em novembro de 2023”, afirmou a EPE.

A nova capacidade de geração de energia do Brasil é impulsionada principalmente por usinas eólicas e solares, fortemente concentradas na região Nordeste.

As estimativas de investimentos da EPE também consideram as seguintes demandas:

Aumento de confiabilidade e introdução de novas tecnologias

A EPE está recomendando um conjunto de obras para reforço sistêmico na região de São José do Rio Preto e Votuporanga, no estado de São Paulo, com o objetivo de aumentar a confiabilidade da rede de 138 kV na região noroeste do estado e atender integralmente ao crescimento de carga na região, além de aumentar a margem para conexão de novas fontes de geração nesse sistema.

A empresa de pesquisa recomenda uma solução que utiliza sistemas flexíveis de transmissão CA (FACT) com base em eletrônica de potência para controle de fluxo de potência ativa e otimização da rede existente, denominada SSSC (compensador estático síncrono série) e até então não utilizada no sistema brasileiro.

Redução de encargos de serviços de sistema no Amazonas

A EPE iniciou a elaboração de estudos de expansão da transmissão para eliminar a necessidade de geração térmica, especificamente por questões de confiabilidade relacionadas à perda dupla dos circuitos de interligação Tucuruí-Macapá-Manaus.

Eventos climáticos extremos

A EPE iniciou estudos para avaliar a resiliência do sistema elétrico dos estados do Acre e Rondônia.

O estudo visa propor medidas para manter o atendimento eletroenergético em futuros cenários de escassez hídrica e cheias extraordinárias nas bacias do Rio Madeira.

A solução que está sendo planejada envolve não apenas novas extensões do sistema de 500 kV do estado do Mato Grosso, mas também a operação dos bipolos do Madeira em modo reverso para aumentar a capacidade de exportação de energia para os estados do Acre e Rondônia.

Regiões Nordeste e Sul

Há também um estudo que visa aumentar a capacidade de exportação da região Nordeste e a capacidade de importação da região Sul, com o objetivo de permitir a integração segura de mais 10 GW de geração renovável no Nordeste e possibilitar o aumento da capacidade de importação do Sul em até 4 GW.

ATIVOS EM FINAL DE VIDA ÚTIL

De acordo com a EPE, um dos desafios do planejamento da transmissão é o envelhecimento do sistema de transmissão brasileiro.

Para isso, a empresa de pesquisa energética mapeou potenciais investimentos da ordem de R$ 39 bilhões para garantir a substituição racional da infraestrutura do sistema elétrico.

Do total de investimentos, 70% devem ser destinados à substituição de ativos cuja vida útil regulatória terminará em 2024 e 30% para aqueles cuja vida útil termina entre 2025 e 2034.