Um aspecto visível no Plano Decenal de Expansão de Energia 2019 (PDE-2019) é um baita entusiasmo quanto às taxas de crescimento do País, não levando em conta os possíveis sobressaltos da economia mundial.

Na geração de energia elétrica, as hidrelétricas identificadas se situam na Amazônia, com seus problemas ambientais e limitações de armazenamento capazes de propiciar o abrandamento da sazonalidade das hidrologias de suas bacias. Não considerar as térmicas, incluindo as nucleares e as de carvão, como componentes da matriz de geração e operando na base parece desconhecer as limitações impostas às hidrelétricas e a evolução da capacidade de armazenamento do Sistema Interligado Nacional (SIN). Por fim, assumir que a energia de reserva gerada por eólicas, biomassa e Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) possa substituir as hidrelétricas e térmicas - aqui defendemos as térmicas a gás natural precipuamente - é de uma ingenuidade inadequada a um planejamento sério para o suprimento de energia elétrica que assegure o desenvolvimento do País.

Outro aspecto a analisar com o devido cuidado diz respeito à consideração da capacidade instalada nas hidrelétricas com a energia assegurada que podem vir a propiciar ao sistema. Como já é de conhecimento geral, a Usina de Belo Monte, por exemplo, vai instalar mais de 11.000 MW e terá cerca de 4.600 MW médios, menos da metade da capacidade instalada. Como essa usina, as demais previstas na região amazônica poderão sofrer as mesmas limitações e, portanto, necessitarão de complementação de geração térmica. O mais correto seria ter em conta a geração em MW médios independentemente da capacidade instalada, pois é essa energia que atenderá à demanda.

A expansão hidrotérmica constante do PDE-2019 permite perceber que o crescimento da geração hídrica está concentrado na Região Norte e algo na Região Sul, remanescente de leilões passados. No Nordeste a concentração é na geração térmica, o que também ocorre no Sudeste/Centro-Oeste. Isso porque os aproveitamentos hidrelétricos de porte nessas regiões já foram realizados.

Esse último ponto nos remeteria a avaliar o aspecto ligado à caducidade das concessões não tratada no PDE-2019 como um ponto crítico, agravado pelo desconhecimento das exigências ambientais, além dos valores de reposição que devem ser considerados dentro da louvável preocupação da modicidade tarifária. Quanto custarão as compensações socioambientais que serão exigidas, considerando as atuais regulamentações, quando da renovação ou relicitação das suas concessões?

O Balanço Estático Geral do SIN estabelece uma sobra de 3% entre a oferta e a demanda, considerando o risco de 5%. Mas nas Regiões Sul e Sudeste/Centro-Oeste, onde se situa a maior carga do sistema, o balanço é negativo e estaria a exigir que seu suprimento fosse complementado pelos excedentes do Norte e Nordeste. Nessa última região, onde predominam as térmicas - que para lá correram pela oferta de benefícios fiscais -, muitas usinas estão atrasadas e sem licenças de instalação. E no Norte, as hidrelétricas ainda serão licenciadas e construídas.

Além de investimentos físicos em linhas de transmissão, inclusive na duplicidade de circuitos, outros deverão ser feitos em tecnologia e controle para que os apagões não se tornem uma rotina, como ocorreu em 11/2009. Isso pode significar considerar o planejamento de novos circuitos, incluindo aqueles das interligações com geração em países vizinhos citadas no PDE-2019.

Tudo isso desemboca no aspecto mais limitador, que seria obter recursos financeiros para investir uma média de R$ 100 bilhões na geração e transmissão de energia elétrica de forma contínua já a partir de janeiro de 2011. Considerando as limitações da Basileia a que o BNDES está sujeito, precisamos identificar novas fontes de financiamento de forma consistente e atrativa.

SÃO, RESPECTIVAMENTE, DIRETOR DO CENTRO BRASILEIRO DE INFRAESTRUTURA (CBIE) E ENGENHEIRO, CONSULTOR NA ÁREA DE ENERGIA E NEGÓCIOS