‘O brasil é exemplo de transição energética’

Entrevista
Com a matriz elétrica majoritariamente limpa e abundante em fontes renováveis, o Brasil é um exemplo para o mundo de que a descarbonização da geração de energia é possível, avalia João Brito Martins, CEO da EDP América do Sul, multinacional portuguesa de energia que atua em geração, transmissão, distribuição e comercialização em várias regiões do país. Para o executivo, isso se traduz em vantagem competitiva para atrair investimentos de todo o mundo. Existe, porém, um entrave atual para novos projetos e que ele avalia que precisa ser tratado de imediato: o chamado curtailment, nome técnico para os cortes de geração de usinas eólicas e solares determinados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para evitar sobrecarga em momentos em que a oferta de energia supera a demanda, e que já atingiram até pequenas centrais hidrelétricas. Os cortes provocam perdas para os geradores de renováveis, que têm de comprar energia no mercado para compensar o que não geraram e cumprir contratos de fornecimento.
O uso crescente desse mecanismo, destaca ele, em entrevista ao GLOBO, está freando aportes do setor no país e pode colocar em risco o suprimento de nova demanda dentro de cinco anos. Martins vê algumas soluções para desatar esse nó, como baterias para armazenamento de energia. O governo planeja realizar no fim deste ano leilões para contratar esse sistema, dos quais a EDP avalia participar. A companhia já soma 550 MW de baterias em operação no exterior, tendo inaugurado recentemente um projeto no Chile.
O Brasil é uma região que desponta em crescimento?
O Brasil é uma potência energética, um exemplo para o mundo daquilo que é a transição energética porque tem 85% da sua produção de energia vinda de fontes renováveis, hídrica, solar, eólica. É prova de que a transição energética é possível e que é possível manter um sistema robusto, seguro e renovável. Outra vantagem é ter uma fonte energética competitiva. Infelizmente, há outra particularidade ruim: energia barata na produção, mas cara no consumo porque o sistema é carregado com muitos subsídios e encargos. Então, há trabalho a ser feito nesse componente. Mas é um momento fantástico também do ponto de vista geopolítico global, porque o Brasil é bastante neutro. O Itamaraty é muito respeitado. Isso cria condições para atrair investimentos.
A aprovação do Redata (pacote de incentivos para construção de data centers, grandes consumidores de energia, que tramita no Congresso) pode ajudar nessa captação de investimentos?
O data center é interessante para o Brasil porque traz muita carga e uma carga que é constante. Isso dilui custos fixos. Acredito que, com mais data centers, a conta baixa para o cliente residencial em particular. Cria receita nova.
A EDP inaugurou um parque híbrido no Chile, eólico e com baterias. Fará isso no Brasil?
O projeto do Chile é muito interessante. É o nosso primeiro com baterias no Hemisfério Sul. Hoje, temos em operação 550 MW no mundo, sendo 500 MW nos EUA e 50 MW na Europa. E temos um cronograma de projetos grande em Austrália, Japão e ainda em EUA e Europa. As baterias serão críticas para o sistema por duas razões. Primeiro, para lidar com o curtailment, um problema no setor que nos preocupa e afeta bastante. Segundo, porque garante a segurança do sistema e, portanto, a resiliência de rede e a capacidade para dar resposta rápida em inércia sintética (injeção de potência extra na rede para equilibrar a frequência em momentos de oscilação evitando queda de energia).
A EDP vai participar dos leilões de baterias deste ano?
Estamos muito entusiasmados com os leilões porque podem ser a primeira oportunidade para termos aqui um projeto semelhante ao que temos no Chile. Estamos nos preparando para isso. Ainda há temas que nos preocupam, como quem vai bancar encargos.
Na pauta legislativa, é possível surgir solução para isso?
Espero que sim. Somos uma empresa criteriosa nesse sentido. Se houver um fator de risco, terei de precificá-lo. E, portanto, a minha rentabilidade tem que ser maior. Isso vai criar uma situação em que (o custo) vai ficar mais caro.
O cenário do ‘curtailment’ tem se complicado. Como vê?
Há dois, três meses, estive no Rio Grande do Norte, onde temos parques eólicos e solares. Às 10h da manhã, é assustador, as eólicas param, mas continua a ventar. Às 17h, voltam a funcionar por ordem do ONS. Isso acontece porque entre esses horários temos energia demais. Depois, à noite, voltam. Mas voltam também as térmicas caras porque não tenho a (geração) solar que compense. E o aumento do consumo obriga a uma resposta muito mais rápida do operador. Ele tem que ter térmicas disponíveis, a carvão ou a gás, e elas não podem parar. Para funcionar, têm de estar operando ainda que num nível baixo. São usinas caras e usadas para despachar (energia) à noite. É difícil explicar às pessoas porque há excesso de energia no Brasil, mas também um custo muito mais caro. Depois, por ter essas térmicas, o curtailment é ainda maior do que seria, outra coisa que temos de explicar. Tudo isso faz com que o sistema hoje esteja impactado.
É efeito forte para geradores?
Impacta em particular os geradores. Somos uma empresa integrada, com geração, transmissão, distribuição, comercialização. De certa forma, conseguimos acomodar perdas. Mas, olhando para um operador que só tenha renováveis, alguns vão começar a não conseguir se sustentar, a entrar em recuperação judicial. Porque, financeiramente, o sistema não funciona. Em cinco anos para frente poderá ser pior.
Qual seria esse horizonte?
Vamos assumir que esta situação se mantenha por cinco anos, até 2030, 2031. Espero que, a essa altura, o Brasil tenha crescido economicamente e precise de nova capacidade. Já é capaz de não haver capacidade. É que eu não vou ter mão de obra disponível porque as pessoas foram saindo (do setor). E não vou ter fabricantes de equipamentos no Brasil porque também foram saindo. Se não há contratos, vão embora. E, com isso, não vou conseguir dar manutenção aos equipamentos existentes. Então, em 2030, teríamos um conjunto de equipamentos que foram caros " numa indústria na qual houve muito investimento " completamente sucateados, e que não vão conseguir suprir a demanda.
Há freio de investimento em geração renovável?
Sim, totalmente. Terminamos no ano passado um parque eólico. E tenho um pipeline (cronograma de projetos) grande, mas... Estamos tentando, acho que nós e todos, fazer agora contratos bilaterais, como encontrar um cliente, pode ser data center ou indústria, em que eu consiga ser competitivo naquela energia e então consigo viabilizar o projeto. É uma operação casada.
O que pode resolver essa questão? Leilão de baterias, mudança na regulação, mais linhas de transmissão?
São muitas coisas. A transmissão ajuda porque, quanto mais interligado o sistema for, mais seguro. E o governo deu sinalização de que nos próximos três, quatro anos, vamos ter grandes leilões de linhas de transmissão. Por isso tem a vantagem de reforço do sistema, de evitarmos ou minimizarmos a diferença de preços entre as regiões. As baterias são outra forma de resolver. E há mais coisas, se todos pagam a conta. Há o argumento de que o mercado está funcionando e o espaço da oferta acontece. Com a ideia de que "vocês, geradores, se planejaram mal, azar o de vocês". Eu até posso aceitar esse argumento. Mas, então, o curtailment tem que ser aplicado à geração distribuída (placas fotovoltaicas no telhado de residências e pequenos negócios) exatamente pela mesma razão. Não posso ter geração solar centralizada sendo cortada em 30% e descentralizada não sendo. Não é justo.
Como o ONS poderia fazer o corte em residências?
É muito pequeno, dificilmente vai ser cortado. Teria de ser via créditos de geração. Se for um curtailment médio do Brasil de 20%, (esse pequeno gerador) vai perder 20% dos créditos. Acho que tem de ser uma lógica dessas, um curtailment financeiro. Porque aí teríamos todos os geradores pagando sua parte de participação no tema. E há outra coisa importante: sinal de preço. No Brasil, ainda não temos como o preço é calculado para, por exemplo, que eu consiga ter energia barata ao meio-dia e cara às 18h. Como gerador, faço essa modulação, essa gestão de risco. Via sinal de preço eu posso, e tem que ser coordenado com o ONS, dizer: "olha, nesse período aqui eu não vou estar disponível, nesse aqui estou". E aí cada gerador se ajusta ao incentivo de preço que tenha para vender energia ou não. É um tema do lado da geração, mas também do consumo. Em casa, também podemos ter incentivo para não consumir na sexta-feira à tarde e consumirmos mais ao meio-dia.
Lá atrás se falou em tarifa branca de energia, em que o preço varia conforme o horário e o dia de consumo.
Não emplacou porque as pessoas não viram vantagem econômica, o que acho que nos leva a um aprendizado de que o processo tem que ser mais simples. E que, talvez, o que se possa fazer são coisas que começam a surgir na Europa, que são os agregadores. O comercializador (de energia) começa a juntar grupos de clientes com mesmo perfil de consumo e a fazer essa gestão (de incentivos por horários). São novos tipos de soluções que a abertura de mercado e a liberalização podem permitir e acelerar este processo do sinal de preço do autoconsumo.
Como a EDP está se preparando para a abertura do mercado de energia?
Para nós é uma grande oportunidade. Estamos reforçando a equipe, começando a fazer estudos de oferta. Recentemente, fizemos uma alteração na nossa estrutura societária, que foi passarmos a EDP Renováveis Brasil, onde estão todas as (usinas) eólicas e solares, para debaixo da EDP Brasil. Entendemos que era melhor estes ativos estarem debaixo da própria EDP para facilitar, ter essa ligação entre geração e cliente. Porque, na minha opinião, esse é o futuro do setor. Vai começar a ser muito arriscado ter comercializadora sem geração porque o mercado pode ser volátil, e ela pode não conseguir sobreviver.
E empresas sem esse ecossistema começam a se enfraquecer.
Já estamos vendo isso. Algumas comercializadoras independentes não têm lastro de geração e, portanto, não conseguem responder a variações de preço, dependendo de como estão. Vamos pensar o curtailment pelo lado físico e pelo financeiro. Ele existe por uma questão física: o sistema não aguenta (o excedente de oferta) e o ONS tem que cortar (o fornecimento de energia). No financeiro, é um pouco diferente. Vamos imaginar que a minha carteira de clientes consome 100 e eu tenho uma geração de 100. Está perfeitamente casado. Mas se eu tenho um curtailment de 20, eu só vou gerar 80. E vou ter que comprar 20 em mercado para suprir os meus clientes. Por isso é que o físico e o financeiro não casam. No fim do dia, sim. Mas não estão diretamente relacionados.
João Brito Martins / CEO da EDP América do Sul