ANEXO V: Goldman Environmental Prize Concedido à Ruth Buendía Ashaninka
Mapa 2 Linhas de Transmissão de Energia Elétrica na América do Sul
2.1.2. Plano Decenal para Expansão de Energia 2023 (PDE) do Brasil e a importação de eletricidade do Peru
Dada à magnitude do potencial hidrelétrico peruano e ainda a capacidade de margem de reserva37 e 38, verifica-se que desde 2010, os Planos Decenais para Expansão de Energia (PDEs) elaborados pela EPE (Empresa de Planejamento Energético do MME) do Brasil já consideravam a eletricidade a ser gerada no Peru e a importação desta pelo Brasil através do acordo de Integração Energética. Vejamos:
“Na busca pelo desenvolvimento da integração energética dos países latino- americanos, o governo brasileiro vem realizando acordos e empresas brasileiras vêm participando de estudos com países das Américas Central e do Sul. A associação do Brasil a esses países se verifica predominantemente com fontes que geram energia limpa e mais barata, como é o caso das hidrelétricas. Entre os projetos, destacam-se seis usinas hidrelétricas no Peru, que totalizam aproximadamente 7 GW de capacidade instalada. A conclusão dos estudos está prevista para 2011, sendo que a usina de Inambari de 2 GW encontra-se em estágio mais avançado. Estes estudos indicam possibilidade de exportação de energia excedente para o Brasil com a interligação dos sistemas elétricos se dando no estado de Rondônia. (MME/EPE, 2010)”
37 De acordo com Estudio Evaluacion del Potencial Hidroelectrico Nacional, feito no final da década de 1970 pela
GTZ Cooperacion Técnica Aleman, o Peru possui o potencial hidrológico teórico de geração de 200.000 MW somando as bacias do Pacífico, Titicaca e Atlântico. Importante ressaltar que desde 2012, o país está realizando uma atualização deste estudo, que deve terminar em 2014 sendo que o governo brasileiro considera 180 GW conforme seu último PDE 2022 (2013).
38A atualização do estudo do potencial está sendo financiado pela CAF e banco KfW e possui duas fases: (i)
avaliação do potencial hidroelétrico do Peru e (ii) obtenção de uma carteira de possíveis projetos de centrais hidrelétricas, a partir da otimização do uso de bacias hidrográficas do Peru que se desenvolverá com apoio de uma consultoria especializada (DAR, 2014).
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No atual Plano Decenal para Expansão de Energia 2023 (“PDE 2023”, publicado em dezembro de 2014), verificamos que a redação foi ligeiramente alterada provavelmente em virtude das incertezas e inseguranças jurídicas que as obras vêm apresentando, conforme veremos nos próximos capítulos. Esta é a nova redação no PDE 2023:
No que se refere à integração energética com outros países latino- americanos, o governo brasileiro, através de suas empresas, vem realizando acordos e participando de estudos em países das Américas, Central e do Sul. A integração energética do Brasil com estes países proporcionará diversos benefícios para ambas às partes, como o aproveitamento da complementaridade dos regimes hidráulicos e o aumento da confiabilidade e da segurança do suprimento. Apenas 25% da capacidade hidráulica dos países que fazem fronteira com o Brasil foi aproveitada. A associação do Brasil a esses países se verifica predominantemente com a utilização de fontes que geram energia renovável e de baixo custo variável, como é o caso das hidrelétricas.
Existem projetos para a construção de seis usinas hidrelétricas no Peru, que totalizam cerca de 7 GW de capacidade instalada. O aproveitamento de Inambari, de 2,2 GW, é o que está em estágio mais avançado. Os estudos de inventário e viabilidade para construção da usina já estão concluídos e encontra-se em análise pelos governos dos dois países um tratado de comercialização da energia produzida. Estes estudos, que priorizam o atendimento à demanda local, indicam a possibilidade de exportação de energia excedente para o Brasil com a interligação dos sistemas elétricos ocorrendo no estado de Rondônia. (Grifos nossos, interligação dos sistemas elétricos se dando no estado de Rondônia. (MME/EPE, 2014, p. 70).
O PDE 2023 (2014), projeta a expansão do PIB médio em 4,3% a.a. até 2023 de forma que se projetou que o consumo energético brasileiro cresça a uma taxa média de 3,7% a.a. acompanhando aproximadamente a taxa projetada do PIB nacional. Vale mencionar que a previsão da Empresa de Planejamento Energético é bastante otimista tendo em vista a atual recessão do país, no qual o crescimento do PIB para 2015 estava estimado em 0,55% em dezembro de 201439 está hoje estimado para -2,01% e para 2016 de -0,15% segundo o Boletim
Focus do Banco Central de agosto de 201540 (BCB 2014 e BCB, 2015).
A esta taxa de crescimento de demanda por energia projetada pela EPE, a demanda de energia para 2023 será de 351 mil tpe/toe (tonelada equivalente de petróleo). A Tabela 2 abaixo
39 Conforme Boletim Focus - Relatório de Mercado, Banco Central do Brasil, Gerin, de 26 de dezembro de 2014.
Disponível em http://www.bcb.gov.br/pec/GCI/PORT/readout/R20141226.pdf acesso em 22/08/2015
40 Idem do ano anterior. Conforme Boletim Focus - Relatório de Mercado, Banco Central do Brasil, Gerin, de 14 de
agosto de 2015. Disponível em http://www.bcb.gov.br/pec/GCI/PORT/readout/R20150814.pdf acesso em 20/08/2015
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mostra a projeção do consumo final energético brasileiro distribuído por fonte mostrando que a eletricidade corresponde a 19%, derivados de petróleo (39%) e gás natural (9%) do consumo final energético entre 2014 e 2023.
Tabela 2. Consumo final energético brasileiro.
Fonte: MME/EPE, 2014, p.9
Segundo o PDE 2023, dentro do consumo final energético, o consumo nacional de energia elétrica na rede (isto é, exclusive autoprodução) atingirá 689 TWh ao fim de 2023, a uma taxa média de crescimento de 4,0% ao ano. Em 2014 foi consumido 481 TWh (PDE, 12:2014). A
Tabela 3 abaixo demonstra a projeção do consumo de eletricidade na rede por classe de consumidor.
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Tabela 3. Consumo de eletricidade na rede, por classe de consumidor.
Fonte: MME/EPE, 2014, p.12.
O gráfico abaixo demonstra que a capacidade instalada hidrotérmica de 124.000 MW, em 2013, vai para aproximadamente 196.000 MW em 2023.
Fonte: MME/EPE, 2014, p.79.
Gráfico 1. Evolução da capacidade instalada hidrotérmica do Sistema Interconectado Nacional (SIN).
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Em 2013, o Brasil teve a seguinte capacidade instalada em termos de fontes de eletricidade:
Tabela 4. Capacidade instalada por tipo de fonte em 31/12/2013 no SIN
Fonte: MME/EPE, 2014, p.18
A figura abaixo ilustra a expansão contratada (36 mil MW) e a planejada (34 mil MW) por tipo de fonte.
Fonte: MME/EPE, 2014
Gráfico 2. Acréscimo de capacidade instalada anual por fonte.
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Verifica-se que a expansão do sistema elétrico para atender à demanda projetada concentra-se predominantemente na construção de grandes hidrelétricas (44%). O plano prevê̂ a construção de 31 mil MW em hidrelétricas.
Percebe-se a presença benvinda da energia solar no cenário, que conta com previsão de 3,5GW de capacidade instalada até 2023. Em relação a fonte eólica, a maior parte dos novos GW a serem instalados (13GW já contratos e 16 planejados) estão localizados no Nordeste, que, em termos de capacidade instalada, tem uma expansão de 28% em relação ao planejamento anterior, indo de aproximadamente 17,5GW em 2022 para 22,5GW em 2023.
O plano atual, provavelmente em virtude das severas secas em decorrência das mudanças climáticas, reverte a tendência de progressiva redução da expansão de usinas termelétricas, e aumenta sua expansão para 9.000 MW. A expansão é totalmente concentrada em usinas a gás, apesar do alto custo de sua contratação em leilões e das restrições da demanda do combustível para os setores elétrico e industrial.
Importante considerar ainda que a centralização de oferta de energia na fonte hidrelétrica deixa a matriz elétrica vulnerável a períodos secos, com consequências diretas no uso de combustíveis fósseis e no aumento das tarifas de eletricidade, como se vem verificando nos últimos dois anos. Cabe acrescentar que do total de usinas planejadas, 27.600 MW estarão na região amazônica, que apresenta um ecossistema demasiadamente frágil para abrigar obras de infraestrutura desse porte e implica em grandes custos para viabilizar a transmissão dessa energia aos maiores centros consumidores do país do sul do país41.
Vale observar que a priorização de investimentos em combustíveis fósseis permaneceu. Houve um tremendo desequilíbrio entre investimentos previstos para óleo e gás (71%) em comparação a biocombustíveis (6,5%) ou energias renováveis complementares (9,5%). Infelizmente, os investimentos em combustíveis fosseis conduzem certamente a um cenário certeiro de intensificação de emissões de gases de efeito estufa e posicionam o país como conservador moderado no regime internacional do clima conforme classificação de VIOLA & BASSO (2015) melhor discutido a seguir (item 1.2.3).
41 Ainda que o total tenha se reduzido em relação ao exercício anterior (com a exclusão de duas usinas no Baixo
Juruena) por limitações socioambientais, é nítida a priorização, ainda, por grandes sistemas hidrelétricos, localizados essencialmente na região amazônica, mesmo com inúmeros problemas sociais e ambientais e implicações técnicas.
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