Desvantagens Da Energia Hidráulica

O que todo mundo não te conta sobre usinas hidrelétricas

A gente cresce achando que energia barata e limpa cai do céu, ou melhor, cai da água. A verdade é mais chata. Projetos hidrelétricos no Brasil, especialmente na região amazônica, costumam ter um custo nívelado de energia que fica entre R$ 180 e R$ 350 por MWh quando se inclui tudo, não só a parte operacional. Isso coloca elas lado a lado com onshore eólica em vários cenários, mas com uma diferença grande: a incerteza de investimento inicial é absurda. Você pode orçar R$ 5 bilhões e terminar gastando R$ 9 bilhões porque a obra civil encontrou algo que o estudo hidrogeológico não previu. Já tive um projeto de mini-PPA em mãos onde a concessionária queria garantir fornecimento firme de 800 MW. O problema era que a bacia tinha uma margem de erro de seca cíclica de cerca de 40% em relação à média histórica. Eu recomendei um contrato indexado ao PAT (Potencial Aguardado de Terminação) com cláusula de revisão semestral baseada na fluência real dos rios medidos por estações do ANA. Sem essa cláusula, a empresa compradora assumiria um risco de falta que ninguém estava disposto a reconhecer nos papéis.

Desvantagens da energia hidráulica que os estudos de viabilidade escondem

A primeira coisa que vai contra a intuição é que o maior custo de uma hidrelétrica não é construir, é esperar. O período entre o licenciamento ambiental e o início da operação pode variar de 4 a 12 anos dependendo do bioma e da complexidade fundiária. No meu caso mais recente, entramos com a CPR de comercialização em janeiro e só começamos a turbinar em março do ano seguinte ao recebimento da LO, mas o cronograma original previa início 18 meses antes. Enquanto isso, o dívida de construção acumulava juros a taxas prefixadas ou DI+ que corroíam a marge de EBITDA projetada no base case. Outro ponto que os investidores estrangeiros frequentemente subestimam é a questão da vazão ecológica e dos deslocamentos de comunidades ribeirinhas. Não é só uma questão de imagem. O IBAMA, desde a resolução CONAMA 01/1986 atualizada, exige monitoramento contínuo de qualidade da água a jusante com indicadores como DQO, DBO, oxigênio dissolvido, turbidez e temperatura. Quando os sensores mostram desvio superior a 15% do baseline por mais de 30 dias consecutivos, a usina pode ser obrigada a reduzir a carga de geração ou até paralisar turbinas. Isso já aconteceu com uma UHE no São Francisco em 2022, e a perda de receita foi de aproximadamente R$ 42 milhões no trimestre.

A emissão de metano em reservatórios tropicais também é uma realidade que muitos cálculos de LCOP pulam. Reservas alagadas em climas quentes produzem CH4 da decomposição da biomassa. Em alguns casos, o fator de carbono do gerador hidrelétrico pode chegar a 50 a 100 g CO2eq/kWh, o que desqualifica o projeto de certos créditos de carbono e encarece a certificação para mercados que exigem critérios tight, como a EU Taxonomy. Se você está avaliando esse tipo de ativo para um portfólio ou para uma decisão de sourcing, olhe primeiro para a garantia de longo prazo real. O mercado brasileiro tem um histórico de renegociação de contratos devido a condições climáticas atípicas. Um relatório de 2023 mostrou que o percentual de revisão contratual em PPA de usinas hidrelétricas superiores a 100 MW ficou em torno de 34% nos últimos cinco anos. Não é a norma, mas é frequente o suficiente para merecer uma cláusula de força maior específica e um stress test de seca com horizonte de 20 anos, não de 10.

Como mitigar alguns desses problemas na prática

Eu costumo recomendar duas ferramentas que resolvem boa parte da incerteza sem inflacionar o orçamento. A primeira é um modelo hidrológico estocástico rodado com dados de séries temporais de estações fluviométricas do sistema SIN, usando pelo menos 50 anos de dados, mesmo que a série completa seja mais longa. Isso te dá uma distribuição de probabilidade de geração anual em vez de um único número, e você consegue dimensionar o contrato de forma mais inteligente. A segunda é um seguro de receita com trigger climático, disponível em algumas corretoras especializadas, que paga uma indenização automática quando o nível do reservatório cai abaixo de um limiar pré-estabelecido. O prêmio fica entre 0,8% e 2,2% da receita anual projetada, mas evita que você venda energia a perder de vista num ano seco. Se a questão for a viabilidade econômica pura e o projeto ainda está na fase de concepção, considere um modelo híbrido. Combinar uma pequena central hidrelétrica com solar fotovoltaica no mesmo ponto de conexão permite que a usina use a infraestrutura de transmissão já existente e compense a variabilidade hídrica com geração solar durante períodos de menor precipitação. O custo nivelado do mix geralmente cai em 12% a 18% comparado ao projeto isolado, e o risco de subutilização da linha de transmissão diminui significativamente. Já vi dois desses arranjos sendo implementados no interior de Minas Gerais e no Sul da Bahia, e ambos atingiram taxa interna de retorno acima de 14% ao ano após a entrada em operação.

Não existe solução perfeita, e a energia hidráulica não é exceção. O setor amadureceu bastante nas últimas décadas, mas ainda carrega riscos de prazo, ambientais e climáticos que exigem gestão ativa e não apenas análise financeira convencional. Se você está entrando nessa área, leve esses pontos a sério desde o primeiro estudo de viabilidade. Eles vão determinar se o projeto é rentável ou se vira um passivo que ninguém quer tocar nos próximos quinze anos.