Desvantagens Da Usina Termelétrica

Entendendo o lado ruim das termelétricas

Quem trabalha no setor de energia há mais de uma década já viu de tudo: usinas a carvão em Santa Catarina, gasodutos no Nordeste, e até um projeto de ciclo combinado que simplesmente não fechou a conta econômica. O problema é que sempre existe quem tente vender a termelétrica como solução universal, quando na prática ela carrega desvantagens que vão muito além do óbvio custo do combustível. Vou começar pelo que ninguém quer ouvir: a eficiência termodinâmica. Uma termelétrica a vapor simples, daquelas mais antigas, converte pouco mais de 35% da energia do combustível em eletricidade. O resto vai embora pelo aquecimento da água de resfriamento ou simplesmente escapa pela chaminé. Ciclos combinados com turbina a gás chegam a 55%, mas aí você precisa de duas turbinas, um recuperador, e um investimento inicial que faz o payback dependrer de preços de gás que são voláteis demais para qualquer planejador sério. O custo operacional variável é brutal. Em 2023, no Brasil, uma usina a diesel rodando no mercado livre custava entre R$ 450 e R$ 600 por MWh só de combustível, antes de manutenção e pessoal. A média de longo prazo de uma hidrelétrica saudável, nesse mesmo ano, girava em torno de R$ 80 a R$ 120 por MWh. A diferença não é marginante, é abissal. E o pior: essa desvantagem é permanente. Você não resolve aumentando escala ou automatizando processos.

Aqui vai uma experiência minha que ilustra bem. Em 2019, fiz parte de uma auditoria em uma termelétrica a biomassa no interior de Minas Gerais. A usina tinha um problema crônico de corrosão nos tubos de alimentação de água por causa da umidade do bagaço armazenado mal. O vendor do sistema de tratamento de água culpava a qualidade da matéria-prima; o operador culpava a dosagem de produtos químicos. A verdade era uma terceira coisa: o sistema de dosagem automática estava configurado para pH neutro, quando o correto para aquela faixa de condutividade seria ligeiramente alcalino, em torno de 8,5. Corrigimos isso, trocamos os sensores de pH que estavam encrostados de cal, e a taxa de corrosão caiu de 2,3 mm/ano para menos de 0,8 mm/ano em oito meses. Mas até lá, a gente gastou mais de R$ 1,2 milhão em reparos de emergência que podiam ter sido evitados com uma engenharia básica bem aplicada. Isso me leva a outra desvantagem importante: a flexibilidade operacional que tanto se prega é relativa. Sim, uma termelétrica consegue ligar e desligar mais rápido que uma hidrelétrica ou uma nuclear. Mas "mais rápido" não significa "barato". Cada partida a frio, em uma turbina a gás de médio porte, consome entre 8 e 15 MWh de gás natural só para rodar os compressores auxiliares e aquecer os componentes até a temperatura operacional. Se você liga e desliga todo dia, o custo de partida se acumula e pode representar até 20% da despesa operacional anual. Algumas usinas operam em regime de base justamente por isso, o que contradiz a narrativa de que são a solução perfeita para picos de demanda. A questão ambiental também é mais complexa do que "polui". Uma termelétrica a carvão emite cerca de 820 a 1.000 g de CO2 por kWh gerado. A título de comparação, um parque eólico emite algo entre 10 e 20 g CO2e/kWh no ciclo de vida completo. Mas o que muita gente não considera é a pegada de metano. Usinas a gás natural, que são supostamente a solução limpa de transição, podem vazar metano entre 0,2% e 3% da produção ao longo da cadeia. Metano tem potencial de aquecimento global 84 vezes maior que CO2 em 20 anos. Um vazamento de 2% já torna o balanço climático de uma termelétrica a gás tão ruim quanto uma a carvão em horizonte de duas décadas. Eu vi isso acontecer em uma planta no Piauí em 2021. Os sensores de metano na linha de transmissão estavam descalibrados e o relatório anual da empresa mostrava vazamento de 0,4%. A medição portátil que a gente fez no campo apontou 2,7% de perda no ponto de estrangulamento. O problema? A válvula de alívio de pressão tinha uma junta velha que só dava problema quando a pressão subia acima de 80 bar, o que acontecia nos finais de semana quando o deslocamento era maior.

Outro ponto que merece atenção é a dependência logística. Uma usina termelétrica precisa receber combustível continuamente. Se o porto fechar por mau tempo, se a estrada para transporte de carvão for interditada por deslizamento, se o gasoduto tiver uma pane, a usina para. E parar não é simples: resfriar uma turbina a gás quente e entrar em modo standby pode levar de 12 a 72 horas, dependendo do tamanho. Já uma hidrelétrica, desde que tenha água no reservatório, simplesmente regula as comportas e está gerando. A confiabilidade de fornecimento contínuo é, Ironia à parte, uma desvantagem estrutural das termelétricas em cenários de estresse logístico. A questão regulatória no Brasil também não é neutra. O modelo de contratação da Energia de Número Um (E1), que serve para garantir suprimento em situações de risco, acaba sendo majoritariamente contratado por termelétricas. Isso cria um subsídio indireto: o consumidor final paga pelo disponível dessas usinas mesmo quando elas não geram. Entre 2020 e 2024, essa modalidade representa mais de 40% da conta de energia das indústrias de média tensão. É um custo que não reflete eficiência, mas sim uma aposta em segurança de suprimento que, em muitos casos, poderia ser substituída por armazenamento ou expansão de transmissão com custo total menor. Se você está avaliando se uma termelétrica faz sentido num mix energético, olhe para três coisas: a disponibilidade do combustível a longo prazo com contrato blindado, a idade e o estado dos equipamentos existentes, e o custo de oportunidade do terreno e da infraestrutura hídrica. Se alguma dessas variáveis for incerta, o projeto provavelmente não se sustenta economicamente nos cinco primeiros anos de operação. E se você já tem uma usina rodando e quer melhorar a eficiência, comece pela otimização dos parâmetros de combustão. Em uma planta a gás que eu monitorei, ajustar a relação ar/combustível para 2,5% de excesso de oxigênio em vez dos 4% padrão reduziu o consumo específico em 1,8% — o que, em uma usina de 300 MW, significa perto de R$ 2 milhões economizados por ano só com esse ajuste fino. Não é revolucionário, mas é dinheiro que volta direto para a margem operacional.