Economic and regional impacts of investments in electricity generation in Brazil

Para atender os seus compromissos climáticos, o Brasil planeja elevar a participação das fontes renováveis, além da hidrelétrica, na oferta de eletricidade. Segundo o Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE 2026), a expansão da capacidade instalada no período 2017-2026 será predominantemente com investimentos na geração à gás, eólica e solar. No entanto, as áreas disponíveis e aptas para tais projetos estão concentradas, em sua maioria, nas regiões com menor PIB per capita, a exemplo da Nordeste, de modo que a expansão da capacidade instalada pode ter implicações econômico-regionais, que podem ser intensificados a depender da configuração da matriz elétrica. Não obstante a importância da temática, ainda há uma evidente lacuna na literatura. Este trabalho, portanto, analisa essa questão com o objetivo de verificar quais os impactos econômicos e regionais dos investimentos em geração de energia elétrica, com base nos cenários de expansão delineados no PDE 2026. Para tanto, é utilizado o TERM-BR10, modelo de equilíbrio geral computável, regional (bottom-up), dinâmico-recursivo e para o qual foi desenvolvido um módulo específico para simulações com o setor elétrico em que são representados oito tipos de geração de eletricidade (eólica, solar, hidráulica, biomassa, térmicas à gás, carvão, diesel e óleo combustível e outras térmicas) e em que se permite a substituição entre os diferentes tipos de geração em nível regional. Para as simulações, assume-se como linha de base a expansão prevista no Caso 8 - Expansão Dirigida, do PDE 2026, por ser a que tem menos interferência de diretrizes políticas. Já as expansões previstas para o Caso 1 (cenário de referência), o Caso 4 (redução no custo de investimento na geração solar) e o Caso 5 (sem novas usinas hidrelétricas) foram adotadas como cenários alternativos. Os resultados obtidos evidenciam que, em relação a linha de base, um plano de expansão com maior inserção de geração solar (Caso 4) pode impactar elevação acumulada de 0,45% no PIB brasileiro e de até 2,15% em regiões específicas, sendo as áreas mais beneficiadas aquelas da região Nordeste do país. Também verifica-se que um cenário sem novas usinas hidrelétricas (UHE) não implica perdas ao Brasil em termos de PIB ou emprego, o que é particularmente relevante face as exigências ambientais cada vez mais rigorosas sob esse tipo de geração. Ademais, foi também observado que as diretrizes de política inseridas nos cenários alternativos do PDE têm benefícios distributivos, com impactos positivos maiores para as regiões mais pobres e famílias com renda mais baixa.To comply with climate agreements, Brazil intends to raise the share of non-hydro renewables in electricity supply. According to the Brazilian Decennial Energy Plan (PDE 2026), the country will expand its installed capacity in the period 2017-2026 mostly by investments in gas, wind and solar sources. However, areas suitable for those projects are regionally concentrated and, in some cases, in the poorest regions such as the Northeast. Hence, the expansion of power supply also have economic and regional implications that could be enhanced according to the configuration of the electricity matrix. Despite that, there is still a gap in the literature regarding to this topic. We explore this analyzing the economic and regional impacts of the investments in electricity generation, under various policy scenarios provided by the PDE 2026. For that, we apply a regional recursive-dynamic CGE model for Brazil, TERM-BR10, specially enhanced to deal with electricity features. TERM-BR10 has eight electricity generation types (wind, solar, hydropower, biomass, gas, diesel and oil, coal and others) and allows substitution between them in a regional level. For simulation purposes, we assume the expansion of electricity matrix of Case 8 from PDE 2026 as our baseline. In fact, this expansion is the one with less policy interventions. As our policy scenarios we assume: Case 1 (reference scenario), Case 4 (scenario with reduction in cost of investment for solar) and Case 5 (no new hydro dams). Our results show that in comparison to the baseline a supply plan with more insertion of solar source, as Case 4, could increase the national GDP by 0.45% and by 2.15% in specific regions. In this case, the Northeast regions are the most benefited. The results also show that a scenario without new hydro dams does not imply in economic loss, in terms of national GDP or employment. This is quite relevant, specially when take into account that environmental concerns have been raising for hydro projects. Besides, we also came to the conclusion that policy guidelines have welfare and distributive benefits, with greater impact to poorest regions and low income households