O Ministério de Minas e Energia lançou nesta segunda-feira, 24 de janeiro, a Consulta Pública nº 119/2022, para aprimoramento do Plano Decenal de Expansão de Energia 2031. As contribuições podem ser feitas até o dia 23 de fevereiro, utilizando o formulário disponibilizado no site do MME. A previsão inicial do PDE é de investimentos de R$ 528 bilhões em energia elétrica no período. A geração centralizada terá a maior parte dos recursos, com R$ 292 bilhões, sendo seguida pela geração distribuída, com R$ 135 bilhões. A transmissão terá 101 bilhões. Somando os valores de petróleo, gás e biocombustíveis, o PDE sinaliza com investimentos de R$ 3,2 trilhões.

Na parte de geração, a minuta do PDE destaca que o ano de 2021 foi marcado pela crise hídrica que atingiu principalmente o subsistema Sudeste/ Centro-Oeste. A capacidade instalada deve saltar de 200 GW em 2021 para 275 GW em 2031. Do total, 229 GW ou 83% serão de fontes renováveis, enquanto 46 GW, ou 17%, serão oriundos de fontes não-renováveis.

A previsão do plano é que a geração centralizada crescerá 41 GW até 2031, indo a 220 GW. O PDE também prevê que a geração distribuída tenha um grande salto em 2031, saindo dos atuais 8 GW para 37 GW, totalmente renováveis. Já a autoprodução crescerá 5 GW no período, chegando a 18 GW.

Por fonte, a expansão do PDE 2031 traz um indicativo de 4.947 MW em UHEs , sendo que destes, 4.297 MW serão obtidos por meio de modernização de usinas existentes em todas as regiões do Brasil e ainda mais uma central de 650 MW na região Norte. O montante já contratado de UHEs até 2031 é de apenas 245 MW. Para PCHs e CGHs o indicativo é de 2.700 MW nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul. A fonte já tem 635 MW contratadas em 47 usinas principalmente nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste. No total a fonte hídrica deverá recuar para menos da metade de toda a matriz elétrica nacional.

O indicativo de 2031 para as UTEs não-renováveis é de 25.024 MW, sendo 22.624 MW de usinas a gás natural em todas as regiões, 1.000 MW de térmica nuclear no Sudeste e 1.400 MW de térmica a carvão mineral no Sul. A usina de Angra 3 aparece como contratada. As UTEs não renováveis terão 700 MW, sendo 400 MW em centrais movidas a bagaço de cana e 300 MW de resíduos sólidos urbanos no subsistema SE/CO.

A eólica, fonte que mais se desenvolveu na última década, tem expectativa de expansão de 10.689 MW, sendo 6.345 MW contratados em 183 parques e um indicativo de mais 4.344 MW, com foco no Nordeste. Já a expansão prevista para a solar é de 5.814 MW, com 3.114 MW contratados no Nordeste e no Sudeste e um indicativo de outros 2.700 MW no subsistema SE/CO.

A sinalização para a transmissão é de 33.633 km. Há 17.361 quilômetros previstos para entrar em operação até 2026. A  análise socioambiental de 269 LTs traz 25.086 quilômetros de extensão, espalhados por 4.686 km no Norte, 3.917 km no Nordeste, 1.524 km no Centro-Oeste, 9.951 km no Sudeste e ainda 5.008 km no Sul.

Na parte de gás natural, a demanda para UTEs considera instalações existentes, a saída de usinas pelo término dos contratos e a contratação de novas térmicas. No horizonte do estudo são esperadas a entrada em operação das UTEs Marlim Azul, GNA II, Barcarena, Jaguatirica, Prosperidade II, entre outras. Também são previstas UTEs vencedoras de leilões de energia ocorridos no ano de 2021. A projeção da demanda de gás é calculada com a soma das projeções de demanda não termelétrica e da demanda termelétrica.

Ao final do período, a razão entre a demanda média e a demanda máxima tem um aumento em relação aos valores históricos, devido à entrada de UTEs com maior percentual de inflexibilidade. O plano decenal prevê dois gasodutos de transporte. um previsto no Rio de Janeiro e um indicativo no Ceará. No escoamento, serão três gasodutos, um já está previsto no Sudeste e dois indicativos, no Sudeste e no Nordeste.