Na minuta do PDE que está no site do Ministério de Minas e Energia, os investimentos na expansão da geração chegarão a R$ 156,1 bilhões no período de 2022 a 2027 para suprir os ambientes cativo e livre, sem considerar o que já está contratado. O valor mostra que em um cenário de referência o custo marginal da expansão de geração fica em R$ 234/MWh. As UHEs cujos prazos processuais permitam a viabilização em dez anos são vistas como candidatas à expansão e sendo técnica e economicamente benéficas, serão incorporadas ao sistema. Esse retrato é adotado partir de um cenário de referência.
A fonte eólica vai ser o recurso mais competitivo, para o atendimento à demanda de energia mensal, com 10.000 MW de capacidade instalada adicional. O crescimento a levará para a 12% de participação na capacidade instalada do SIN em 2027. Junto com a fonte solar fotovoltaica, com 5.000 MW de oferta indicativa adicional, essas fontes vão manter o perfil sustentável do sistema elétrico brasileiro e contribuir para a perspectiva de custos de operação mais baixos no futuro. Na biomassa, considerando a oferta do bagaço de cana, biogás e de resíduos florestais, a expansão total no horizonte decenal foi de 2.600 MW, representados no subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Mecanismos que incentivem o investimento em tecnologias de geração ou aumentem a disponibilidade dos recursos ao longo do ano vão melhorar a sua competitividade. As PCHs e CGHs se mostram bastante competitivas, com um total de 2.050 ME até 2027. Serão o 60% no subsistema Sudeste/Centro-Oeste e 40% no subsistema Sul.
Nesse cenário, o PDE mostra que a partir de 2022 vai aparecer a necessidade de oferta para complementação de potência, com cerca de 13.200 MW em 2027, considerando as tecnologias de armazenamento e as térmicas para essa finalidade. Já as usinas termelétricas a ciclo combinado sinalizam expansão de pouco mais de 5.000 MW no horizonte decenal. Serão 4.000 MW nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e cerca de 1.000 MW no Sul. Nas duas regiões, a indicação da expansão ocorre a partir de 2024. Outro cenário hipotético de projeção de investimentos na geração mostra que serão necessários R$ 182 bilhões no período de 2022 a 2027. A oferta eólica terá grande parte dessa expansão adicional, ampliando a indicação para 12.500 MW/ano no período entre 2023 a 2027. No mesmo período, o desenvolvimento das PCH se amplia em 2.350 MW e o da biomassa de cana de açúcar se amplia em 3.326 MW.
Todas as UHEs cujos prazos processuais permitam a viabilização no horizonte decenal são vistas como candidatas à expansão e sendo técnica e economicamente benéficas, serão incorporadas ao sistema. PCHs e CGHs se mostram competitivas e totalizam oferta indicativa adicional de 2.050 MW até 2027. A localização dessa oferta seguiu a distribuição do potencial considerado, resultando em 60% no subsistema Sudeste/Centro-Oeste e 40% no subsistema Sul.
Na transmissão, a minuta do PDE aponta para o acréscimo de cerca de 55 mil quilômetros de novas linhas de transmissão até o ano de 2027, o que significa uma estimativa de cerca de 197 mil quilômetros de linhas de transmissão em operação no ano horizonte do plano. Os investimentos devem chegar a R$ 108 bilhões ao longo do decênio, sendo R$ 73 bilhões em linhas de transmissão e R$ 35 bilhões em subestações, incluindo as instalações de fronteira. O potencial termelétrico da região Norte Fluminense está sinalizado, com indicação de investimentos de R$ 1,9 bilhão, referentes a aproximadamente 1.100 km de novas linhas de transmissão em 500 kV, duas novas subestações de Rede Básica em 500 kV e expansões da rede existente.
