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Os atuais movimentos do governo no que tange à expansão da oferta de energia elétrica espelhados no Plano Decenal de Energia (PDE) 2010-2019 explicitam a intenção de viabilizar novas usinas hidrelétricas na região amazônica, bem como usinas de fontes renováveis - marcadamente biomassa e eólicas. Também incluem Angra 3, que, assim como as fontes renováveis, será construída por meio de um encargo.

A chamada “retomada do planejamento” não veio acompanhada de uma decisão sobre quais fontes de energia se quer desenvolver, de que forma isso seria feito e qual o seu nível de complementaridade. Essa falta de definição acaba impactando e criando incertezas sobre a política de operação do sistema elétrico e sobre o modelo de comercialização. Isso pode ser percebido na leitura do plano decenal, e o mais recente define que o País não vai mais construir usinas térmicas a combustíveis fósseis - quando, há dois ou três anos, a tendência era exatamente oposta.

Não existe planejamento de longo prazo e qualidade na tomada de decisão governamental no setor de energia elétrica. Não se encontram, nos documentos oficiais, diretrizes de comercialização que definam uma composição ideal dos custos da energia, compreendendo transmissão, distribuição, energia, encargos e tributos.

Tomemos o caso das usinas hidrelétricas na Amazônia. Por terem regime anual de produção bastante diferente do das usinas já existentes, trarão impactos tanto na operação quanto na comercialização da energia elétrica. Belo Monte e outras usinas em construção não terão capacidade de armazenar água para vários anos, dadas as restrições ambientais. Assim, essas usinas produzirão a 100% de sua capacidade de geração nos primeiros meses do ano, quase o dobro da energia que lhes foi assegurada comercializar, e sua capacidade de geração no resto do tempo será reduzida para pouco mais de 25%.

Teremos fluxos sazonais enormes de energia do Norte para o Centro-Sul do País, similar àquela das fontes de biomassa, o que torna necessária a revisão do padrão atual de utilização dos reservatórios hidrelétricos e das respectivas linhas de transmissão. Os atuais modelos de planejamento da operação eletroenergética não foram concebidos para essa nova realidade.

Do ponto de vista comercial, a grande variação na produção sazonal causará um desequilíbrio no Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), do qual participam quase todas as usinas hidrelétricas do País e pelo qual é efetuado um rateio proporcional da energia produzida por essas usinas. O grande volume do início do ano produzido nas usinas amazônicas criará um excedente de energia que será rateado entre todas as usinas do Sistema Interligado Nacional (SIN), energia que não poderá ser vendida por meio de contratos. Nesse instante, poderemos até armazenar água nos reservatórios das Regiões Sudeste/Centro-Oeste e não operar térmicas.

No resto do ano, o nível reduzido de produção nas mesmas usinas fará com que as demais usinas do SIN cedam a energia gerada para o rateio, e, ao que parece, não haverá volume suficiente para atender a seus contratos nem energia para cessão ao MRE, criando para todos os geradores hidráulicos uma exposição significativa ao preço spot, que poderá trazer grandes perdas financeiras, e a geração térmica, por sua vez, terá de ser acionada.

Portanto, seja para a inclusão de hidrelétricas ou de outras fontes, seja pela interligação que teremos com outros países, é necessário identificar seus efeitos e planejar a implantação de adaptações regulatórias que visem a preservar a segurança energética e a modicidade de custos financeiros, sociais e ambientais.

Do ponto de vista do interesse nacional, não faz sentido que um país que possui grande capacidade de produção de energia elétrica utilizando o gás natural, o urânio, o carvão mineral, a cana-de-açúcar, os rios e os ventos não elabore um modelo de longo prazo consistente com a sua realidade.

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