De acordo com pt.wedoany.com-O governo federal do Canadá anunciou recentemente planos específicos para cinco linhas de interconexão elétrica provincial, avançando a estratégia de expansão da rede elétrica nacional, há muito tempo restrita a discussões, para uma fase verificável. As cinco linhas propostas conectam, respectivamente, a Colúmbia Britânica com Yukon, Alberta com a Colúmbia Britânica, Alberta com Saskatchewan, Saskatchewan com Manitoba, e a Ilha do Príncipe Eduardo com New Brunswick.
Em comparação com estratégias nacionais anteriores que permaneciam apenas no âmbito de visões, esta medida torna o planejamento da rede elétrica mais concreto. No entanto, essas linhas por si só ainda são insuficientes para constituir um sistema de rede elétrica nacional completo. O ponto crucial para avaliar essas interconexões não está na quantidade de projetos, mas na capacidade de transmissão de cada obra, na frequência esperada do fluxo de eletricidade, nos tipos de geração que substituirão, nas restrições de confiabilidade que resolverão, na estrutura de investimento e propriedade, na forma de participação dos governos indígenas e no prazo previsto para entrada em operação dos ativos. Até que essas respostas claras sejam obtidas, as linhas de interconexão continuarão sendo intenções políticas, e não ativos elétricos em operação.
Há muito tempo, o Canadá trata a infraestrutura de combustíveis fósseis como um assunto econômico nacional, enquanto a construção elétrica permanece, em grande parte, dentro dos limites provinciais. Oleodutos, corredores ferroviários, terminais de exportação e portos são tratados como ativos de construção nacional, enquanto a transmissão de eletricidade é vista como uma questão de utilidade pública. Com o avanço da eletrificação, a eletricidade está se tornando uma plataforma crucial para o desenvolvimento industrial, mineração, centros de dados, transporte, aquecimento de edifícios e acessibilidade para as famílias, e o transporte de energia de longa distância está migrando da movimentação de moléculas para a movimentação de elétrons.
Nesse contexto, a transmissão de corrente contínua em alta tensão (HVDC) é vista como uma extensão da nova lógica dos dutos. A escolha tecnológica depende da distância, capacidade, sincronização da rede, topografia e características dos sistemas a serem conectados, mas a percepção central é: as linhas de transmissão estão se tornando infraestrutura energética estratégica. A primeira ferrovia transcontinental do Canadá teve um prego de ouro como marco simbólico de conclusão, enquanto a rede elétrica nacional exigirá uma série de obras, como linhas de interconexão, corredores reforçados, subestações, estações conversoras, tecnologias de aprimoramento da rede, armazenamento de energia e acordos de mercado, para que os sistemas provinciais deixem de operar como ilhas.
O valor estratégico das cinco linhas propostas não é o mesmo. Entre elas, a linha Saskatchewan-Manitoba pode ser o elo mais importante. Manitoba possui recursos hidrelétricos flexíveis, enquanto a rede de Saskatchewan é predominantemente baseada em combustíveis fósseis, mas também possui grande potencial eólico e solar. Reforçar a conexão entre as duas províncias permitiria que a energia hidrelétrica equilibrasse a geração variável de energia renovável, transportasse excedentes de energia limpa quando os preços da eletricidade estivessem altos e reduzisse a capacidade de reserva mantida individualmente por cada província.
As linhas de interconexão de Alberta resolvem problemas diferentes. A província tem uma carga em crescimento contínuo, recursos renováveis abundantes e um mercado de eletricidade altamente competitivo, mas sua rede ainda depende fortemente do gás natural. Reforçar as conexões com a Colúmbia Britânica e Saskatchewan pode expandir as opções de importação e exportação de energia limpa, melhorar o equilíbrio do sistema e reduzir o risco de isolamento em períodos de estresse. No entanto, se a nova capacidade conseguirá realmente substituir a geração fóssil dependerá das regras de mercado, dos investimentos em geração, das tarifas de transmissão e dos acordos operacionais.
O projeto Colúmbia Britânica-Yukon combina aspectos de segurança energética e desenvolvimento. Comunidades do norte, minas e projetos industriais ainda dependem de logística de diesel e capacidade de geração local limitada. Desde que a distância, a carga e os custos de construção sejam razoáveis, a extensão da rede pode reduzir a dependência de combustíveis. Este projeto ainda precisa ser comparado de forma abrangente com opções como energia renovável distribuída, armazenamento de energia, geração local e medidas de eficiência energética.
A linha Ilha do Príncipe Eduardo-New Brunswick aborda questões centrais sobre a confiabilidade do fornecimento de energia nas províncias marítimas, a vulnerabilidade dos cabos submarinos e se a energia renovável do Atlântico pode se tornar um ativo operacional da rede. O verdadeiro teste reside em saber se a capacidade de transmissão, os acordos operacionais e o desenvolvimento da geração serão implementados simultaneamente.
Nenhum dos cinco projetos aborda os corredores leste-oeste mais importantes do Canadá, como as fortes conexões entre Ontário e Quebec, ou entre Manitoba e Ontário. Um plano elétrico nacional completo deveria colocar esses corredores no centro estratégico, ao mesmo tempo que estuda a complementaridade entre a energia eólica do Atlântico e a flexibilidade hidrelétrica, e como tecnologias de aprimoramento da rede podem substituir a necessidade de novos corredores.
Cerca de 80% da geração de eletricidade da rede nacional canadense vem de fontes não emissoras, mas essa média mascara enormes diferenças entre as províncias: províncias ricas em recursos hídricos, Ontário com predominância nuclear, Alberta e Saskatchewan baseadas em combustíveis fósseis, províncias do Atlântico com abundante energia eólica e comunidades do norte dependentes de diesel, cada uma enfrentando diferentes restrições de recursos, estruturas de custos e ambientes políticos. O Canadá ainda não formou um sistema elétrico coerente.
À medida que a demanda por eletricidade cresce, essas diferenças se tornam mais importantes. Ottawa já estabeleceu a meta de duplicar a capacidade da rede até 2050, mas o consumo anual de eletricidade e a carga de pico são dimensões diferentes de planejamento. Veículos elétricos, cargas industriais e parte da demanda de aquecimento podem ser transferidos ou gerenciados; se a eficiência energética dos edifícios for baixa e a carga não for controlada, as despesas de infraestrutura desencadeadas por algumas horas extremas de clima podem superar em muito a demanda média anual.
A transmissão é apenas uma parte do sistema. Baterias podem amortecer conexões limitadas, deslocar a produção solar e fornecer serviços de frequência e tensão; a classificação dinâmica de linhas pode aumentar com segurança a capacidade das linhas existentes quando as condições climáticas permitirem; a substituição de condutores pode trocar fios antigos por materiais de maior capacidade usando as mesmas torres e caminhos; o controle de fluxo de energia pode redirecionar a eletricidade contornando gargalos. Essas tecnologias não substituem a construção de novas linhas principais, mas podem alterar a ordem das obras, distinguindo entre restrições que exigem projetos de uma década e problemas que podem ser resolvidos mais rapidamente nos corredores existentes.
A entrega de projetos de transmissão envolve tanto questões técnicas quanto fatores institucionais. Em termos legais, regulatórios, de propriedade das concessionárias, operação do sistema e política, a eletricidade ainda é uma jurisdição provincial. Ottawa pode impulsionar projetos reduzindo custos de financiamento, ajustando créditos fiscais, utilizando o Banco de Infraestrutura do Canadá (Canada Infrastructure Bank), apoiando a participação acionária indígena e introduzindo mecanismos de aprovação federal, mas não pode ordenar diretamente que as concessionárias e órgãos reguladores provinciais operem como um sistema unificado.
Portanto, a governança dos projetos torna-se uma questão central, e não administrativa. Mecanismos de divisão de custos podem paralisar uma linha, mesmo que seu valor nacional seja óbvio; uma província pode pagar por um ativo cujos benefícios de confiabilidade fluem para outro lugar; províncias exportadoras podem temer o aumento dos preços locais de eletricidade; concessionárias podem resistir a perder autonomia operacional; governos indígenas podem ser vistos apenas como consultores, e não como parceiros acionários e tomadores de decisão.
O Canadá precisa estabelecer um registro público de projetos para cada interconexão prioritária, especificando a capacidade de transmissão, o fluxo anual de energia esperado, o custo de capital, a divisão de custos, a geração fóssil evitada, a contribuição para a confiabilidade, os marcos de licenciamento, a estrutura de propriedade ou benefício indígena, a data-alvo de entrada em operação e as restrições específicas que cada linha resolverá. Esse registro pode distinguir as prioridades políticas do progresso real da entrega e fornecer uma base de planejamento concreta para fabricantes, construtoras, concessionárias e instituições de treinamento. Uma estratégia elétrica de trilhões de dólares não pode escalar a produção de transformadores, cabos, estações conversoras, equipes de engenharia e mão de obra qualificada apenas com promessas.
As cinco linhas propostas, embora incompletas, marcam a transição da construção da rede elétrica nacional de um conceito abstrato para uma sequência concreta. Se elas se tornarão verdadeiramente a espinha dorsal dependerá da obtenção de capacidade, proprietários, financiamento, licenças, estruturas de participação acionária indígena, cronogramas de construção e acordos operacionais – e se Ottawa, em seguida, avançará com o próximo conjunto de interconexões necessárias para conectar as vantagens elétricas das diversas regiões do Canadá.
