Resiliência climática em linhas de transmissão: da reconstrução emergencial à decisão de investimento
Por Gustavo Nappo, coordenador técnico da Tractebel
Na última semana de julho, um temporal com rajadas de vento superiores a 120 km/h derrubou cerca de 54 torres de transmissão e mais de 250 postes no interior de São Paulo, deixou milhares de consumidores sem energia e exigiu a mobilização de mais de 300 equipes para reconstruir a rede, segundo balanço da distribuidora que atende a região. O evento não atingiu apenas a distribuição urbana, alcançou também as grandes estruturas de aço que cruzam o interior do país e que costumam ser tratadas como imunes a esse tipo de ocorrência.
Essas estruturas formam uma infraestrutura crítica no sentido mais literal do termo: quando uma linha de transmissão sai de operação, cidades inteiras podem ficar no escuro, com efeitos em cascata sobre hospitais, saneamento, indústria, serviços digitais e outros serviços essenciais.
O ponto que a temporada recente de vendavais acaba expondo é que a maior parte dessa infraestrutura foi dimensionada por normas ancoradas em séries históricas de clima, e o clima está deixando de se comportar como essas séries previam. A pergunta que se impõe ao setor, portanto, é de natureza econômica, já que envolve comparar o custo de adaptar os ativos à essa nova realidade, ao custo cada vez mais visível, de não adaptá-los.
Linhas de transmissão diante de um clima fora das séries históricas
O caso paulista não é um episódio isolado. Segundo o relatório Low Cost, High Yield: The Adaptation and Resilience Investment Opportunity for Infrastructure, publicado pelo IFC, braço do Grupo Banco Mundial para o setor privado, em parceria com a AXA Climate e a Scientific Climate Ratings, a partir da análise de três ativos reais de infraestrutura brasileira, eventos climáticos responderam por 43% de todas as interrupções de energia registradas no país entre 2013 e 2023.
O mesmo documento cita o episódio recente em que tempestades deixaram 3,1 milhões de domicílios da região metropolitana de São Paulo sem energia por cinco dias, marco que levou a Agência Nacional de Energia Elétrica a (ANEEL) a reavaliar as exigências de resiliência nos contratos de concessão.
A pressão deixou de vir apenas do clima. A ANEEL passou a cobrar das empresas de geração, transmissão e distribuição, ações preventivas e revisão dos planos de contingência para o período de maior incidência de eventos severos associados ao chamado Super El Niño, e a resposta a essa cobrança depende, na prática, do entendimento sobre o grau de exposição e vulnerabilidade dos ativos e quais são os trechos mais sensíveis às intempéries climáticas.
O Brasil tem cerca de 180 mil quilômetros de linhas interconectadas alcançando 98% da população, com predominância de configuração aérea que expõe naturalmente seu conjunto de torres, cabos e subestações a vendavais, incêndios florestais, alagamentos e potenciais deslizamentos. Um sistema desse porte, projetado ao longo de décadas sob outra realidade climática, não se atualiza por completo de uma vez, e é justamente por isso que a priorização dos investimentos de adaptação se tornou uma discussão estratégica.
A matemática da adaptação em três ativos brasileiros
O estudo do IFC também quantificou essa discussão ao modelar, sob diferentes cenários de emissões de gases de efeito estufa (GEE), os efeitos das medidas de adaptação em três ativos existentes: uma linha de transmissão, um reservatório de abastecimento de água e uma concessão rodoviária.
Os resultados indicam que investir menos de 10% do valor líquido do ativo em adaptação preserva um múltiplo desse valor ao longo da vida útil do empreendimento: cada dólar aplicado protege até US$ 8,60 em valor de ativo no caso da transmissão, US$ 6,30 no de água e saneamento e US$ 2,20 no rodoviário.
Esses números pedem, porém, uma leitura cuidadosa. A relação de US$1 para US$8,60 vale para aquela linha de transmissão específica, com seu perfil de exposição, no qual o fogo é o risco dominante. O próprio relatório trata os resultados como ilustrativos e indicativos, e não como previsões transferíveis a qualquer ativo. No reservatório analisado, o risco que mais corrói valor é a seca, seguida dos incêndios no entorno, enquanto na rodovia o fogo divide o protagonismo com as inundações.
O que se transfere de um ativo a outro é o método, e não o número. O caminho passa por mapear os ativos e sua exposição, identificar indicadores de risco por região, traduzir a intensidade de cada ameaça em funções de dano, testar cenários climáticos e priorizar as intervenções pela relação entre benefício e custo ao longo de todo o ciclo de vida.
Tratar a adaptação como pacote padronizado tende a indicar soluções que nem sempre irão reduzir os riscos inerentes, e é por isso que a avaliação customizada de vulnerabilidade precisa ser encarada como decisão conjunta e multidisciplinar, especialmente entre equipes de engenharia, meio ambiente e alocação de capital.
O caso da transmissão ajuda a entender de que tamanho é o risco em jogo. A linha analisada tem mais de mil quilômetros de extensão, opera em 500 kV com circuito duplo no Mato Grosso e leva energia a cerca de 8,8 milhões de pessoas, suportando cerca de US$ 308 milhões em atividade econômica diária em um dos maiores polos agropecuários do país.
Sem medidas de adaptação, o relatório projeta que os riscos climáticos consumiriam cerca de 30% do valor líquido do ativo até o fim da concessão, com quase 11 dias de interrupção de serviço por ano, considerando que os impactos derivados de incêndios florestais respondem por 95% dessas perdas projetadas.
Para se ter uma ideia, a implantação de aceiros, faixas livres de vegetação que bloqueiam o avanço do fogo, custam cerca de 3% do valor líquido do ativo e reduz as perdas projetadas para 7,6%, ao mesmo tempo em que derruba as interrupções anuais de quase 11 dias para 1,6, uma queda de 85%. A taxa interna de retorno da medida varia de 445% a 886%, conforme a estrutura de financiamento, justamente porque o investimento é modesto diante das perdas evitadas. Poucas decisões de alocação de capital no setor elétrico oferecem uma relação entre custo e benefício dessa ordem.
Na mesma linha do Mato Grosso, medidas contra tempestades apresentaram retorno abaixo do custo, porque o risco modelado de vento era baixo naquela região, um resultado que seria diferente em trechos sujeitos a vendavais como os que derrubaram as torres paulistas.
O fator humano aliado à tecnologia por trás do principal risco
Segundo o Laboratório de Aplicações de Satélites Ambientais da UFRJ, responsável pelo sistema Alarmes de monitoramento diário de queimadas, cerca de 99% dos incêndios florestais no Brasil têm origem em ação humana, entre atos intencionais e descuidos, com causas naturais como raios respondendo por cerca de 1%. Isso significa que aceiros e manejo de vegetação reduzem a propagação do fogo, mas não a sua ignição.
Nas regiões em que o incêndio é o risco dominante para as linhas, a estratégia de resiliência precisa incluir sensibilização e engajamento das pessoas e comunidades vizinhas, sob pena de tratar apenas o sintoma de um problema que continua sendo alimentado na origem.
Com a ANEEL reavaliando exigências de resiliência nas concessões e admitindo o reconhecimento de custos prudentes de adaptação nas tarifas, e com seguradoras e financiadores começando a precificar a exposição climática dos ativos, a diferença entre antecipar e reagir tende a aparecer no custo de capital, nas apólices e na conta de reconstrução após cada temporada de exposição aos eventos climáticos.
Mais do que responder a eventos extremos, o desafio é antecipá-los. Investir em resiliência climática deixou de ser apenas uma medida de mitigação de riscos para se tornar um elemento estratégico de proteção de ativos, continuidade operacional e geração de valor. Em um contexto de crescente exposição aos impactos climáticos, a capacidade de adaptação tende a ser um dos principais diferenciais da infraestrutura sustentável e competitiva do futuro.
Sobre a Tractebel
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