Apesar de continuar fundamental para a matriz elétrica do Brasil, as hidrelétricas têm tido sua participação reduzida, segundo o estudo “Um olhar para as usinas hidrelétricas (UHE) – Desafios e oportunidades para o aproveitamento hidrelétrico brasileiro”, publicado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), no início deste ano.
Entre as maiores barreiras que explicam essa redução de participação estão a complexidade socioambiental e as barreiras regulatórias e econômicas. Um exemplo disso são as interferências em áreas legalmente protegidas: dos 52 GW de potencial para as UHEs com mais de 30 MW, 77% abrangem áreas legalmente protegidas, incluindo unidades de conservação, terras indígenas ou quilombolas.
Outro desafio é que o potencial hidrelétrico está altamente concentrado em regiões sensíveis. Cerca de 62% dos 52 GW disponíveis para estudos estão localizados na região hidrográfica amazônica, de acordo com a EPE.
Regulação e financiamento
A viabilidade econômica e regulatória também pesa no avanço dos projetos. É importante lembrar que os empreendimentos hidrelétricos envolvem altos custos de financiamento e construção. O estudo indica que a falta de viabilidade econômica é um dos motivos citados para a desistência de empreendedores em áreas que estavam disponíveis para estudo.
Um dos resultados do quadro apontado pela EPE é a baixa participação nos leilões. Nos últimos sete anos (entre 2017 e 2023), apenas duas usinas hidrelétricas venderam energia nos certames, totalizando 98 MW.
Embora ainda possua um grande potencial a ser aproveitado, o Brasil ocupou apenas o 19º lugar em expansão hidrelétrica em 2023 (adicionando 118 MW), enquanto outros países como China (6.749 MW) e Nigéria (740 MW) tiveram acréscimos significativamente maiores.
Para os especialistas da EPE, esse cenário mostra que novas oportunidades devem ser priorizadas, incluindo a modernização e repotenciação das usinas hidrelétricas existentes, das quais mais da metade possui mais de 25 anos de construção. Essas iniciativas mostram que há espaço para ganhos de eficiência, energia e capacidade instalada, por meio do prolongamento da vida útil dos ativos.
O estudo destaca que os desgastes do maquinário hidrelétrico se acumulam ao longo dos anos e afetam a performance de geração, reduzindo eficiência e interferindo no suprimento de energia.
Com as ações de repotenciação e modernização, além da ampliação de usinas existentes, a ideia é aumentar a potência instalada e a eficiência das UHEs, com a colocação, entre outros recursos, de novas máquinas ou com a construção de uma nova casa de força.
Os dados do estudo indicam que, dos 100 GW existentes nas UHEs, 55 GW estão sendo gerados por instalações com mais de 25 anos de construção. Somente considerando esse parque existente, os especialistas apontam que seria possível acrescentar entre 3 e 11 GW de capacidade.
Outros 7,2 GW poderiam ser adicionados caso fossem instaladas novas máquinas em poços vazios existentes. Ou seja, há um potencial somado de até 18,2 GW.
Usinas hidrelétricas reversíveis
Outra solução apontada é a implementação de usinas hidrelétricas reversíveis (UHRs), uma tecnologia de armazenamento madura que pode fornecer flexibilidade e serviços ancilares essenciais ao Sistema Interligado Nacional (SIN).
Nesse caso, o Brasil basicamente parou no tempo: existem apenas quatro usinas desse tipo, construídas entre os anos de 1940 e 1950, nos estados de São Paulo e Rio de Janeiro. Dessas UHRs, uma foi desativada e as demais não operam como usinas reversíveis, devido a restrições operativas.
O relatório aponta que as usinas hidrelétricas reversíveis representam 13% da capacidade hidrelétrica instalada no mundo. Os países europeus, com 54 GW instalados desse tipo de usina, empatam com a China, com a mesma capacidade ativada. Japão (27 GW) e Estados Unidos (22 GW) fecham a lista dos grandes. Dos 179 GW instalados no mundo em projetos de usinas reversíveis, esse grupo de países representa 87% da capacidade.
No caso dos novos papéis na operação do sistema, a EPE avalia que as UHEs podem ser usadas para o atendimento de requisitos de potência e flexibilidade, mas isso deve envolver a revisão dos mecanismos de remuneração, ou seja, elas precisam ser pagas pela estabilidade que trazem ao setor elétrico.
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