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E��


Página 2 PDE 2027 | Sumário Execu�vo

I��

OPlanoDecenal deExpansao deEnergia (PDE) eumdocumentoinformativoelaboradoanualmentepelaEPEsobasdiretrizeseoapoiodaequipedaSecretaria de Planejamento e DesenvolvimentoEnergetico(SPE/MME)edaSecretariadePetroleo,Gas Natural e Combustıveis Renovaveis (SPG/MME).

Seu objetivo primordial e indicar, e naopropriamente determinar, as perspectivas, sob aoticadoGoverno,daexpansaodosetordeenergiano horizonte de dez anos, dentro de uma visaointegrada para os diversos energeticos. Tal visaopermite extrair importantes elementos para oplanejamentodo setor de energia, combenefıciosemtermosdeaumentodecon9iabilidade,reduçaode custos de produçao e reduçao de impactosambientais.

Preparadoentre fevereirode2018esetembrode2018, o PDE 2027 segue a abordagem do planoanterior, destacando-se o reconhecimento dasincertezasassociadasaoexercıcioprospectivo.

Em particular para a expansao da geraçaocentralizada de energia eletrica, e apresentadaumatrajetoriadereferenciaparaoqualsaofeitas4 analises de sensibilidade (cenarios what-if): aprimeiraconsiderandodemandamaior,asegundacomrestriçaoaexpansaodegasnatural,aterceiraconsiderando o aproveitamento do pre-sal e aultima para uma avaliaçao da tecnologia solarfotovoltaica. Tais cenarios sao importantesmeios

decomunicar,porumlado,aincertezadasescolhasfeitas nos estudos de planejamento, bem comoavaliar os fatos portadores de futuro maisrelevantes.

Ao mostrar como o planejamento vislumbra odesenvolvimento do sistema de energia brasileirosob condiçoes distintas de sua evoluçao, o PDEfornece importantes sinalizaçoes para orientar asaçoes e decisoes dos agentes no sentido decompatibilizar as projeçoes de crescimentoeconomico do Paıs e a necessaria expansao deoferta, de forma a garantir a sociedade osuprimento energetico com adequados custos, embasestecnicaeambientalmentesustentavel.

EsteSumarioExecutivo trazumaversaoresumidadas principais analises feitas no PDE 2027 emrelaçao as premissas, perspectivas sobre ademanda de energia, a evoluçao da e9icienciaenergeticaedageraçaodistribuıda,aexpansaodageraçao centralizada de energia eletrica, aexpansao da transmissao de energia eletrica, asperspectivas sobre produçao de petroleo e gasnatural,aevoluçaodoabastecimentodederivadosdepetroleo,asexpansaodaofertadegasnaturalebiocombustıveiseaanalisesocioambiental.

A versao completa do documento com maioraprofundamento das questoes, alem de materialadicionalcomodadosdegra9icos,as9iguras,notasmetodologicas,entreoutrosmateriaisdeconsulta,estaodisponıveisnapaginadoPDE2027nositedaEPE.



P�� E��

Espera-se que o PIB per capita brasileiro cresça2,2% ao ano no perıodo entre 2018 a 2027,re9letindo crescimentomedio do PIB de 2,8% aoanoede0,6%aoanodapopulaçaobrasileira.

Ao longo do horizonte, um crescimento maissustentado e possıvel em virtude da premissaadotada de realizaçao de reformas, ainda queparciais, que visem a melhorar o ambiente denegocios, permitindo um maior nıvel deinvestimentos (que cresce para patamares emtornode21,5%doPIBnosegundoquinqueniodohorizonte) e um aumento da produtividade daeconomia.

Ha incerteza consideravel na projeçao decrescimento do PIB, em particular no seucrescimento potencial. Embora uma recuperaçaocıclicanocurtoprazosejapossıvelpelosefeitosdareduçao da taxa basica de juros e alto nıvel deociosidade na economia, um crescimento

sustentado mais elevado dependeria doenfrentamento de problemas estruturaiscomplexos. Nesse caso, o crescimento acumuladodoPIBpoderiaalcançar39%noperıododecenal,7p.p maior do que na trajetoria de referencia(Tabela1).

Em termos setoriais, espera-se que a retomadaeconomica impulsioneos setoresmais atrelados ademanda interna (serviços, industria detransformaçaoeconstruçaocivil)apartirde2019,enquanto os setores primario-exportadores(agropecuaria e industria extrativa) terao bomdesempenhoaolongodetodoohorizonte.

D� �� E��

Oconsumo9inaldeenergiacresceataxamediade2,3% ao ano entre 2017 e 2027 (Tabela 2). Oconsumo per capita cresce 18% no perıodo,atingindocercade1,5tep/habno9imde2027.Jaaintensidadeenergeticasereduznoperıodo,graçasa e9iciencia energetica e a uma mudança naparticipaçaodossetoresnoconsumodeenergia.

Na analise por setor (Figura 1), a industria e osetor de transportes continuam a representarquase 2/3 do consumo 9inal de energia. O setorenergetico (produçao de energia) e o que maisganha importanciano consumo 9inal, in9luenciadoprincipalmentepeloaumentodeproduçaodopre-saledosetorsucroalcooleiro.

Na demanda total de energia do setor detransportes, o destaque e o crescimento daparticipaçao do etanol hidratado e do biodiesel. Afrota nacional de veıculos leves permaneceraessencialmente flex fuel, sendo pequena aparticipaçao de veıculos hıbridos e eletricos no9inaldodecenio(menosde2%).

No consumo industrial, destacam-se os segmentosdepapeleceluloseeferro-gusaeaço,queganhamimportancia no horizonte decenal, em detrimentodos segmentos de quımica e alimentos e bebidas.Ganham maior participaçao na industria: aeletricidadeealixıviaobtidanoprocessoprodutivodacelulose.

Trajetória Taxa Média de Crescimento do PIB (% a.a.)

2017-2022 2022-2027 2017-2027

Referencia 2,7 3,0 2,8

Alternativa 3,2 3,5 3,3

Tabela 1.Trajetórias de crescimento econômico do PIB

Indicador Ano

2017 2022 2027

ConsumoFinaldeEnergia(milhoestep)

260 286 325

ConsumoFinaldeenergiapercapita(tep/hab/ano)

1,25 1,33 1,47

IntensidadeEnergeticadaEconomia(tep/milR$)

0,040 0,038 0,037

Tabela 2.Indicadores de consumo 2inal de energia

Figura 1.Evolução do consumo 2inal de energia por setor



No setor residencial, o condicionadorde ar sera oprincipal responsavel pelo consumo de energiaeletrica nos domicılios. Ja a lampada sera odispositivo que apresentara a maior reduçao daparticipaçaono consumo total, resultadodamaiorpenetraçaodatecnologiaLED.

Na analise por fonte (Figura 2), mantem-se atendenciade crescente eletri9icaçaodoPaıs.O gasnatural,osderivadosdacanaeobiodieseltambemganham importancia ao longo do perıodo. Osderivadosdepetroleomantem-secomoaprincipalfonte de energia 9inal, embora parte de seumercado potencial seja abatida pelo etanol e pelobiodiesel,especialmentenosetordetransportes.

Espera-seocrescimentodaimportanciarelativadobiodiesel, do etanol, e da lixıvia, esta ultimalargamente utilizada para autoproduçao deeletricidade.

Em relaçao ao consumode gas natural (Figura 3),embora ainda maior do que 2017, ha, ao 9im doprimeiro quinquenio, uma reduçao associada ageraçao eletrica esperada em relaçao aos valoresobservados em 2018. Isso ocorre devido aexpectativa de alıvio na severidade das condiçoeshidrologicas observadas recentemente e a entradaemplenaoperaçaodos grandes empreendimentoshidreletricosconstruıdosnosultimosanos.

Oaumentodacompetitividadedogasnaturalpassapelo preço do energetico frente aos seusconcorrentes, pela con9iança do consumidor nofornecimento do energetico e na reduçao dainsegurança na conversao de equipamentos emudançadetecnologia.

O programa de desinvestimento da Petrobrasrepresenta grande oportunidade de ingresso denovos agentes no setor. Se forem adequadamenteendereçados os entraves ao mercado de gasnatural,haumaperspectivapromissora.

Espera-se que o consumo total de eletricidadecresça cerca de 28% a mais que a economiabrasileira no perıodo decenal, in9luenciado tantopela autoproduçao classica quanto pelo consumonarede.

O consumo industrial na rede cresce abaixo damedia, com melhora no segundo quinquenio. Onumero de consumidores residenciais alcança ototal de 84 milhoes em 2027, para um consumomedioresidencialnafaixade196kWh/mes.

A estimativa de carga para o PDE 2027 e bemproximaadaprevisaodoPDE2026(Figura4).Em2026, na comparaçao com a previsao do PDE2026,aprojeçaodoPDE2027situa-se1GWmedioabaixonatrajetoriadereferenciaedecercade5,5GWmedios acima na trajetoria de crescimentomaisacelerado.

Figura2.Evoluçãodoconsumo2inaldeenergiaporfonte

Figura3.Evoluçãodoconsumo2inaldegásnatural

Figura4.Evoluçãodacarga



E�� E��

Em 2027, a e9iciencia energetica atingira 19milhoesde tep,oquerepresenta8%doconsumo9inalenergeticodoBrasilem2017(Figura5).

A energia eletrica conservada (41 TWh)correspondera a geraçao de uma usinahidroeletrica com potencia instalada de cerca de10GW,equivalentea somadapartebrasileiradaUHEdeItaipuedaUHEXingo.

Ja o volume de combustıvel poupado (318 milbarrispordia)serade11%dopetroleoproduzidonoPaısem2017.

Na industria, a conservaçao de energiarepresentara 6% da demanda de energia 9inalprevistaem2027.Jaaconservaçaodeeletricidaderepresentara 5,6%, equivalente ao consumo atualdaindustriadeferrogusaeaço.

No setor de transportes, devido as melhoriastecnologicas de motores e a priorizaçao dotransporte coletivo em vias preferenciais, entreoutros, a e9iciencia energetica atinge ganhos daordemde6%em2027.

No setor residencial, a conservaçao de energiaeletrica e estimada em 4% do consumo total. Oaumento da renda, acima da trajetoriaconsiderada,levariaaumcrescimentodavendadeequipamentos novosmais e9icientes e taxasmaiselevadas de conservaçao de energia, ceterisparibus.

Figura5.Totalconservadodeenergia

G�� D�� (GD)

Se forem mantidas as condiçoes regulatoriasatuais, em 2027 a marca de 21 GW de micro eminigeradores pode ser atingida, o que podeevidenciar os desequilıbrios tarifarios provocadospelas regras vigentes (sistema de compensaçaointegral e tarifas 100% volumetricas). Nestepatamar, a presença da micro e minigeraçaodistribuıda deixa de ser insigni9icante no sistema,ampliando seus impactos (positivos e negativos).Dessa forma, estudos atualizados e aprofundadosprecisamserrealizadosparaquanti9icaroscustose benefıcios dessa modalidade de geraçao paraembasar as proximas decisoes polıticas eregulatoriasrelacionadasaMMGD.

Naexpansaodereferencia(Figura6)econsideradaaaplicaçaodetarifabinomiaapartirde2020paraos novos micro e minigeradores. Estima-se quehaja 1,35 milhao de adotantes em 2027, quesomam 12 GW instalados e que exigirao R$ 60bilhoes em investimentos. Os geradores devemcontribuircom2400MWmedno9inaldohorizontedecenal,atendendo2,4%dacargatotalnacional.

Figura6.EvoluçãodaGD

Dentreastecnologiasdegeraçao,afotovoltaicaeamais representativa, com 82% da capacidadeinstalada,e55%daenergiagerada.Outrasfontes,como termeletricas a biomassa, eolicas e CGHsdevemganharespaçoprincipalmenteatraves demodelos de autoconsumo remoto e geraçaocompartilhada, pois podem apresentar custosmenoresqueafotovoltaica.


G�� C�� E�� E��

emjaneirode2026;

• UHE Sao Roque: inıcio de operaçaocomercialemjulhode2023;

• EmrelaçaoaosempreendimentosdaempresaAbengoa, os limites de intercambio jaconsideram o resultado da licitaçao de 2017,com previsao de entrada em operaçao emmarçode2023;

• Asusinas termeletricasmovidasa oleodieseleoleocombustıvelforamretiradasdosistemanasdatasdeterminodeseuscontratos.

As seguintes diretrizes de polıtica energeticaforam consideradas como dados de entrada naconstruçaodaexpansaodereferencia:

• IndicaçaodeumaexpansaoanualuniformedeofertaeolicaentreasregioesNordesteeSulapartir de 2023, limitada a 2.000 MW, sendo80%alocadonoNordestee20%naregiaoSul;

• Indicaçao de expansao anual uniforme daoferta solar fotovoltaica centralizada entre1.000a2.000MWapartirde2023;

• Indicaçao de expansao anual maxima paraPCH:350MWem2023e2024;450MWentre2025e2027e600MWparaaexpansaoaposohorizontedecenal;

• Indicaçaodeumaexpansaoanualuniformedeoferta de biomassa de bagaço de cana (CVUnulo)apartirde2023entre450e500MW;

• Indicaçao de uma expansao anual de usinastermeletricas a biomassa 9lorestal entre 50 a100 MW a partir de 2024, em consonanciacomo crescimentoproporcional daoferta demateria-prima baseada em planos demanejo9lorestal;

• Indicaçaodeumaexpansaoanualuniformedeofertadebiogaslimitadaa30MWapartirde2023;

• IndicaçaodaUHETabajarapara2025,devidoao estagio avançado dos estudos para odesenvolvimentodesseempreendimento;

• Indicaçao da UHE Castanheira para 2027, jaque esteprojeto,mesmo comestudos anıveldeviabilidadecomovariosoutros,possuiumnıvel de detalhamento mais aprofundado doqueosdemais.


A evoluçao da expansao da oferta e obtida pormeiodoModelodeDecisaodeInvestimento(MDI).O MDI sinaliza a expansao otima do sistema,seguindo o enfoque classico de planejamento:minimizar o custo de expansao (custo deinvestimento mais custo de operaçao), sujeito agarantia de atendimento a demanda maxima depotencia, em complemento aos tradicionaiscriterios de risco e economicidade de9inidos peloCNPE.

O principal destaque da versao utilizada no PDE2027 e a representaçao da curva de carga emquatro patamares de energia e uma equaçao decapacidade de potencia. Com essa formulaçao,alem de aperfeiçoar o atendimento a carga, omodelopassaaexplicitaroatendimentoaospicosde demanda e sinalizar os benefıcios quetecnologias de armazenamento podem trazer aoprovermaior9lexibilidadeoperativa.Alemdisso,oatendimento a restriçao de capacidade e feitoconsiderando os mesmos cenarios hidrologicosutilizados no atendimento ao balanço de energia,trazendo maior compatibilidade entre osatendimentosdeenergiaepotencia.

DIRETRIZES E PREMISSAS

Com relaçao aos parametros de entrada para osmodeloscomputacionais,destacam-se:

• Simulaçao da operaçao com parametros doCVaR de9inidos em alfa = 50% e lambda =40%;

• SuprimentodeenergiadaUHEItaipuparaomercado paraguaio considerando os valoresdo PMO de maio de 2018 ate 2022 ecrescimentode5%aoanoapos2023;

• Ocustodode9icitigualaR$4.596,00/MWh;

• Ataxadedescontorealiguala8%aoano;

• As datas de entrada em operaçao dosprojetos contratados em leilao foramconsideradas de acordo com oacompanhamento do DMSE. Paraempreendimentos considerados “semprevisao” para a entrada em operaçaocomercial foram adotadas as guintespremissas:

• UTNAngra3:inıciodeoperaçaocomercial



CONFIGURAÇÃOINICIAL

Em maio de 2018, o SIN contava com umacapacidade instalada de, aproximadamente, 158GW, com participaçao das diversas fontes degeraçao(Figura7).

Aexpansaocontratadaemleiloesate2018ecominıcio de operaçao entre 2018 e 2028 eapresentadanaTabela3.

EXPANSÃO DE REFERÊNCIA

O CME obtido pelo MDI foi de R$ 234/MWh e oresultado em termos de expansao indicativa(Tabela 4) requer investimentos estimados daordem de R$ 156 bilhoes no perıodo de 2022 a2027 para o suprimento da carga nos ambientesreguladoelivre.

A expansao hidreletrica respectiva e listada naTabela5.

A inserçao das PCHs como candidatas paraexpansao foi aprimorada neste PDE 2027. Essaabordagempermitiuidenti9icarossubsistemasSul,Sudeste e Centro-Oeste como detentores de 92%dopotencialbrasileirodisponıveldePCH.Nototalforamconsiderados136projetos.

Em relaçao a biomassa, considerando a ofertaprovenientedobagaçodecana,biogas(ambascomCVUnulo)ederesıduos9lorestais,aexpansaototalno horizonte decenal foi de 2.600 MW,representadosnosubsistemaSE/CO.

Afonteeolicasemostra,novamente,orecursocommaior participaçao na expansao da matriz para oatendimento a demanda de energia mensal. Essecrescimento fara sua participaçao subir para12%dacapacidadeinstaladadoSINem2027.Juntocomatecnologiasolarfotovoltaica,queapresenta5.000MWdeofertaindicativaadicional,essasfontessaoresponsaveisnaosopormanteroper9ilsustentaveldo sistema eletrico brasileiro como tambemcontribui na perspectiva de custos de operaçaomaisbaixosnofuturo.

Figura7.CapacidadeInstaladaemMaiode2018

Fontes2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Biomassa+Biogas

81 0 55 129 82 177 0 0 0 0

Eolica 950 1.327 118 102 179 1.322 0 0 0 0

Hidraulica 1.933 1.563 3.667 0 62 142 0 0 0 0

PCH+CGH 168 115 193 162 37 67 0 0 0 0

Fotovoltaica 588 428 62 574 807 0 0 0 0 0

Termica 28 746 1.802 1.305 0 2.139 0 0 1.405 0

Acréscimoanual(MW)

Tabela3.Expansãocontratadaaté2018

2022 2023 2024 2025 2026 2027

MW

UTECA+Tecn.Armazenamento

204 1.305 3.997 7.762 7.762 13.142

Biomassa+Biogas 0 480 1.010 1.540 2.070 2.600

Eolica 0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000

Hidraulica 0 0 118 674 1.034 1.351

PCH+CGh 0 350 700 1.150 1.600 2.050

Fotovoltaica 0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000

Termica 0 0 3.454 3.972 3.972 5.124

Fontes

Tabela4.ExpansãoIndicativaAcumulada

NomePotênciaInstaladaTotal

(MW)AnodeEntradaem

Operação

TelemacoBorba 118 2024

Apertados 139 2025

ItaocaraI 150 2025

Tabajara 400 2025

Ercilandia 87 2026

Comissario 140 2026

BemQuerer 650 2027

Castanheira 140 2027

Tabela5.ExpansãoHidrelétricaIndicativa


As usinas termeletricas a ciclo combinadoapresentamumaexpansaodepoucomaisde5.000MWapartirde2024.

Anecessidadedeofertapara complementaçaodepotencia aparece a partir de 2022, totalizandocercade13.200MWem2027,considerandotantoas tecnologias de armazenamento quanto astermeletricas para essa 9inalidade. No entanto,uma eventual implantaçao de preços horarios deenergia que espelhem os sinais corretos devalorizaçao nos horarios de carga maxima podeconduzir a reduçoes das necessidades ate agoravisualizadas de alternativas de ponta,principalmente na segunda metade do horizontedecenal.

Odesenvolvimentomaciçodaexpansaoeolicaeascondiçoes hidrologicas da bacia do Rio SaoFrancisco, que vem apresentando a9luenciasdesfavoraveis com possibilidades de manutençaodesse panorama, podem fazer com que umaparcelamaiorqueasinalizadaparaessaexpansaotenhaqueser localizadanaregiaoNordeste.Paraisso, sao necessarios estudos integrados degeraçao e transmissao de modo a avaliar acapacidade de o sistema eletrico cumprir essepapel.

Alem da expansao ja contratada do sistema detransmissao, o modelo de decisao deinvestimentos nao indicou necessidade de

ampliaçao nos limitesde intercambio, utilizando ocriteriodebenefıcioenergetico,emescalamensal.

A evoluçao da capacidade instalada no perıododecenal (Tabela 6) e a participaçao de cada fonte,em relaçao a capacidade instalada, na composiçaoda matriz (Figura 8) sao apresentadas a seguir.Destaca-se que, apesar da reduçao da participaçaode usinas hidreletricas, o sistema mantem apredominancia de fontes renovaveis e naoemissoras de gases causadores do efeito estufa.


FONTE 2017 2022 2027

MW

RENOVÁVEIS 125.861 141.463 164.171

HIDRO 93.555 101.916 103.410

OUTRAS RENOVAS VEIS 32.305 39.547 60.762

PCH e CGH 5.985 6.751 8.868

EOS LICA 12.325 15.351 26.672

BIOMASSA + BIOGAS S 13.517 13.806 16.583

SOLAR CENTRALIZADA 479 3.639 8.639

NÃO RENOVÁVEIS 22.784 26.559 31.980

URAU NIO 1.990 1.990 3.395

GAS S NATURAL 12.510 15.759 23.021

CARVAV O 3.075 3.420 3.420

OS LEO COMBUSTISVEL 3.721 3.696 1.368

OS LEO DIESEL 1.488 1.694 776

ALTERNATIVA INDICATIVA DE PONTA(f) 204 13.142

TOTAL DO SIN 148.644 168.227 209.294

Itaipu 50Hz 7.000 7.000 7.000

TOTAL DISPONÍVEL 155.644 175.227 216.294

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Tabela 6. Evolução da Capacidade Instalada

Figura 8. Participação das Fontes

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Nessa Expansao de Referencia, a participaçaodessas fontes e de aproximadamente 80% dacapacidadeinstaladatotaldoSIN.

Em termos de expectativa de geraçao, assimulaçoes com o Newave apontam para umaparticipaçao termeletrica de, aproximadamente,9%.EssageraçaoresultaemvaloresdeemissaodeGEE de 39 milhoes de teq de CO2simulados em2027, inferiores aos ocorridos nos ultimos anos,contribuindoparaareduçaodasemissoesdosetoreletrico.

A tendencia de valores cada vez mais baixos dearmazenamentoao9inaldecadaanomostraqueageraçao termeletrica podera ajudar a manter osnıveis dos reservatorios e prevenir o sistemacontra eventuais atrasos nas estaçoes chuvosas.Essa maior previsibilidade das caracterısticas dosistema pode direcionar a de9iniçao dosmecanismos de contrataçao, como por exemplo,viabilizando a contrataçao de in9lexibilidadesazonal,retirandoassimageraçaocompulsoriademeses onde ha excedentes e alocando a energiatermeletricanessesperıodosdemaiornecessidade.

No inıcio do horizonte decenal, a geraçaocomplementar para o atendimento a demandamaximaerealizadapeloparquetermicoexistenteeja contratado, composto em quase sua totalidadepor usinas que nao possuem caracterısticasespecı9icasparaoatendimento aponta. Issoexigemedidasoperativasquecertamenteelevamocustodeoperaçao.Aolongodosanos,umaparceladesseatendimento passara a ser feita pelas fontesindicadasnestePDEcomcaracterısticasespecı9icaspara o atendimento a demanda de ponta. Emvaloresesperados,ageraçaocomplementardeveraocorrer em todos os meses do ano, sendo que amaior necessidade deve se dar entre setembro eabril.

A elevada expectativa de vertimentos turbinaveisentre osmeses de janeiro a junho sinaliza para aoportunidade de se dispor de fontes quepromovam a 9lexibilidade operativa.Adicionalmente, fontes que tambem agreguemenergia ao sistema, como usinas termeletricas departida rapida, poderao contribuir nao so para oatendimento a ponta como tambem em eventuaisnecessidades de recuperaçao dos nıveis dereservatorios nos meses de armazenamento maisbaixos,comosetembroadezembro.

A implantaçao de mecanismos que espelhem ossinais corretos de valorizaçao nos horarios decarga maxima (e.g., preços horarios de energia),pode incentivarosgeradorestecnicamenteviaveisaaumentarsuacontribuiçaonosmomentosemqueo sistema mais demanda. Nesse contexto, fontescomoPCH,CGHeBiomassapodemapresentarumdiferencial competitivo, pelo seu benefıcio parasuprimento de energia e potencia, e assumir umaparcela da expansao maior que a indicada nesteplano.

Nao se pode deixar demencionar a resposta pelademanda, que podera ser uma das principaisvertentes do protagonismo do consumidor nomercadodeenergiaeletrica.

Adisponibilidadedogasnaturaledecapacidadedetransporte de gasodutos e questao fundamental aser equacionada, tanto para despachos na basecomoparaprover9lexibilidadeaoSIN.

Por 9im,asusinashidreletricasaindarepresentamum vetor importante de ampliaçao de oferta deenergiaeletricanoSIN.Amaiorpartedopotencialainda a aproveitar se encontra na regiao Norte etraz com ele uma serie de desa9ios a seremsuperados, principalmente de carater ambiental,para sua utilizaçao na expansao da oferta deenergia eletrica. O trade-off entre a segurançaoperativa (historicamente garantida pelosreservatoriosdeusinashidreletricas),asrestriçoessocioambientaisparaconstruçaodenovasUHEeaemissoes de gases e um tema que precisa serdebatidopelasociedade.

WHAT-IF SCENARIOS

1.CENÁRIOALTERNATIVODEDEMANDA

Comtaxamediadecrescimentode3,9%aoano,acarga de energia e cerca de 2.600 MW mediosmaior em 2027 em relaçao ao cenario dereferencia, equivalente a uma antecipaçao de umanono9imdohorizontedecenal.

Asseguintespremissasforamalteradasemrelaçaoaexpansaodereferencia:

• Limitesuperiorparaostepdeeolicade2.500MWporano;

• Limite superior para o step de solarfotovoltaicade3.000MWporano;



• Limite superior para o step de biomassa de600MWporano;

• LimitesuperiorparaPCHdaseguinte forma:400MW/anoem2023e2024;500MW/anoentre 2025 e 2027 emantidos 600MW/anoaposohorizontedecenal.

A expansao resultante leva a um aumento nacapacidadeinstaladadoSINdecercade7.000MWno 9im do horizonte decenal, com investimentosestimadosemgeraçaodaordemdeR$182bilhoesno perıodo de 2020 a 2026, para a parcelaindicativa.

A oferta eolica representa boa parcela dessaexpansao adicional, ampliando a indicaçao para2.500MWporanonoperıodoentre2023a2027.Nessemesmoperıodo,odesenvolvimentodasPCHseampliaem250MWeodabiomassadecanadeaçucarseampliaem750MW.

Mesmoparaumamaiordemanda,aexpansaosolarfotovoltaicacentralizadasemanteveem1.000MWpor ano, sinalizando que, mantidos os preçosutilizados, esta opçao ainda nao se mostraeconomicamenteatrativaparaosistema.

O MDI optou ainda por mais 1.300 MW determeletricas a ciclo combinado e 2.200 MW determeletricaparasuprimentodecapacidade.

DevidoarestritacestadeofertadeUHE,estecasoapresentou a indicaçaodasmesmasusinas, comaantecipaçao em um ano da UHE Ercilandia, para2024.

2. RESTRIÇÃO À EXPANSÃO DE GÁS NATURAL

Para analisar os impactos de uma menordisponibilidade de oferta, as seguintes premissasforam alteradas em relaçao a expansao dereferencia:

• Permitida a expansao a carvao mineral, emate1.500MW,entreosanosde2024e2027;

• Limite superior da oferta eolica para 2.500MW por ano, mantendo a indicaçao de umaexpansaouniformeentreasregioesNordesteeSulapartirde2023,sendo80%alocadonoNordestee20%naregiaoSul.

Doiscasosforamanalisados:

No primeiro, considerou-se como limite superior

paraaexpansaoagasnatural7.000MWate2027.Dessa forma, buscou-se manter sua participaçaorelativa na capacidade instalada do SIN em 2027equivalenteade2018.

O MDI decidiu por utilizar todo o limite de gasnatural disponıvel para expansao, distribuindo os7.000MWentreas tecnologiascicloaberto(4.300MW) e combinado (2.700 MW). A reduçao de,aproximadamente, 2.500 MW de ciclo combinadofoicompensadaporumacrescimode1.500MWdecarvaoe800MWdeeolica, todastecnologiascomvocaçaoparacomporobalançomediomensal.Jaareduçao de, aproximadamente, 7.900 MW determicas a ciclo aberto foi compensada peloacrescimo em 6.000 MW de tecnologias dearmazenamento.

O segundo caso avaliou o efeito de se limitar odesenvolvimentodaopçaodeUTEcicloabertoemum total de 5.200 MW ate 2027. Essa novarestriçao forçou uma reduçao de,aproximadamente,7.000MWnaexpansaodeUTEa ciclo aberto, montante esse que foi substituıdoporumacrescimode6.300MWde tecnologiasdearmazenamento.

Novamente, o modelo decidiu pela expansao determeletricas a carvao, em todo o montantedisponibilizado, isto e, 1.500 MW ate 2027. Comisso,emrelaçaoaexpansaodereferenciareduz-seem950MWa contribuiçaode termeletricasa gasnaturalciclocombinadoedepoucomenosde900MWdecontribuiçaoeolica.

Pode-seobservarque,nosdoiscasos,mesmocomrestriçoes diferentes em relaçao a expansao dereferencia,oMDIfeztrocasentretecnologiascomamesmavocaçao,naoalterandoassimaformacomoosistemaseraatendido.

Valedestacar a importanciaque as tecnologiasdearmazenamento podem representar para osistema, principalmente caso nao seja viavel umaexpansao de termeletricas a gas no montantenecessarioparasuprirosrequisitosdecapacidadedo sistema. Diversos aspectos ainda precisam seraperfeiçoados para a inclusao dessas tecnologiasnoparquegerador.

Outraconclusaoimportanteeadiscussaoquedeveser feita a respeito da participaçao do carvaomineralnaofertadeenergiaeletrica.Dopontodevista economico, essa analise de sensibilidademostrou que o carvao pode ser uma alternativa



viavelaogasnatural.Deve-se lembrar,entretanto,das externalidades que envolvem as discussoessobre essa fonte. Aspectos positivos, como ageraçao de emprego e desenvolvimento daeconomia local na regiao Sul doBrasil, e aspectosnegativos, como as emissoes de GEE, devem serponderados, junto com os ganhos de segurançaeletrica e energetica e a viabilidade economica,para que as decisoes a serem tomadas sejamsustentaveis.

3. EXPANSÃO CONSIDERANDO APROVEITAMENTODOPRÉ-SAL

Oaproveitamentodopre-salrepresentaumaopçaodeutilizarcombustıvelnacional,reduzindooriscoassociado as oscilaçoes do preço internacional.Alem disso, por apresentar um alto ındice dein9lexibilidade e um CVU mais baixo que areferenciadeGNLutilizada,astermeletricasdopre-sal podem alterar algumas caracterısticasoperativas, principalmente no que se refere aoperaçao dos reservatorios e a disponibilidade depotenciae9lexibilidadequeelespoderaopropiciar.

Foram elaborados dois casos que consideraram aUTEdopre-salcomasseguintescaracterısticas:

• Datamınimaviavelparaoanode2025;

• In9lexibilidade de 80% da capacidadeinstalada, comgeraçaomınimaconstanteemtodososmesesdoano;

• CVUdeR$140/MWhreajustadopeloIPCA.

No primeiro caso, a unica alteraçao em relaçao aexpansaode referencia foi a disponibilidadedestaUTEcomocandidataaexpansao.

OMDIoptouporreduziremcercade2.100MWaexpansao termeletrica a GNL ciclo combinado, eadicionar 3.300 MW de termeletrica do pre-sal.Alem de apresentar uma capacidade instaladamaior,aopçaotermeletricadopre-salagregamaisenergiaaosistemadevidoaobaixoCVUealtograudein9lexibilidade.Issolevatambemaumareduçaoda expansao eolica, de, aproximadamente, 2.000MW no horizonte decenal. Alem disso, houvereduçao de 1.100MWna opçao termeletrica paraatendimentodepotencia,acicloaberto.Porinjetarmais energia no sistema, a opçao do pre-salaumenta a atratividade das tecnologias de

armazenamento.Nessecaso,apesardeaexpansaoadicional ser de, apenas, 160 MW dessastecnologias,eimportanteexploraressasinalizaçao.

O segundo caso, nao permite a expansao determeletricasacicloaberto.

A indicaçao de termeletricas do pre-sal foipraticamente igual ao caso anterior, ou seja, de3.300MW.Paracompensarasaıdados12.000MWde termeletricas para operaçao especı9ica depotencia,omodeloampliouemmaisde6.700MWaindicaçaodetecnologiasdearmazenamentoeemmais de 2.100MW a indicaçao de termeletricas aciclo combinado 9lexıveis. Alem disso, por contarcom maior oferta com vocaçao para suprimentomensal, houve a reduçao de, aproximadamente,3.000MWdeeolica.

A primeira conclusao a respeito dessa analise desensibilidade e que as usinas termeletricasin9lexıveis, por terem, em geral, custo variavel deoperaçao mais baixo que opçoes 9lexıveis, saointeressantesaosistema,masemummontantequedepende do custo de operaçao. Nas avaliaçoesapresentadas, as termeletricas do pre-salsubstituırampartedaoferta9lexıvel,masnaotoda.O nıvel de atratividade desse tipo de oferta estadiretamente relacionado a relaçao de preços docombustıvel para operaçao 9lexıvel e in9lexıvel.Quanto maior a diferença, mais atrativa 9ica aexpansaocomaopçaoin9lexıvel.

Paraavaliaroefeitodessacompetitividade,alterou-seoCVUdatermeletricacomgasdopre-saldeR$140/MWh para R$ 249/MWh, em preçosconstantes. Nesse novo patamar de CVU a opçaotermeletricain9lexıveldeixoudeseratrativaparaaexpansao, e o modelo voltou a optar pela opçaototalmente9lexıvel.Outro ponto importante e o impacto que essaopçaocausanaoperaçaodosreservatorios.Se,porum lado, a in9lexibilidade tende a aumentar overtimento do sistema, justamente por ser umageraçao compulsoria quando pode haverexcedentesderecursosnaturais,poroutrolado,aopreservar os nıveis dos reservatorios, elasgarantemadisponibilidadedepotencianasUHE.



4. AVALIAÇÃO DA TECNOLOGIA SOLARFOTOVOLTAICA

Devido as incertezas referentes a curva de cargafutura foi considerada contribuiçao nula decapacidadeparaaofertasolar.Emalgunsmesesdoano os instantes de demanda maxima vemocorrendo na parte da tarde, onde a contribuiçaosolarseriaelevada.Mas,emoutrosmesesopicodecargaaindaocorrenoinıciodanoite,momentosdegeraçaonulaparaessafonte.Asprojeçoesdecarga,conformefeitasatualmente,contemplamapenasosvalores de maximo e media, nao avaliandopossıveis mudanças que possam afetar o per9ilhorariodoconsumo.

Nestaanalisedesensibilidadeconsiderou-secomocontribuiçao de capacidade o percentil P95 degeraçao nas horas onde a demanda maximaocorreu no ano de 2015. A estimativa de geraçaoconsiderou um perıodo de dados solarimetricoshorariosde11anosempontosrepresentativosdossubsistemas Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste.Nota-sequeosmesesdemaioaagostoapresentamcontribuiçao nula, pois e quando a demandamaximatemocorrido,predominantemente,anoite.O resultado obtido reduziu a necessidade deexpansao de fontes para complementaçao depotencia em 3.350 MW. Porem, apresentou amesmaexpansaosolarfotovoltaicaqueaexpansaodereferencia.

Assim podemos concluir que, para os parametrosutilizados,apremissaadotadaparaaexpansaode

referencia da mais segurança ao sistema semcomprometer a competitividade da tecnologiasolar. Tambem podemos concluir que, mesmo seconsiderarmos que o atual comportamento dademanda sejamantido no horizonte decenal, comos picos de carga em alguns meses do anoocorrendonos instantesondeacontribuiçaosolare signi9icativa, sera necessaria a complementaçaodepotencia,daordemde9.500MW.

Vale mencionar que parte signi9icativa dessareduçao da necessidade de complementaçao depotencia(cercade1.300MW)sedanobienio2022a 2023. Por outro lado, devido as incertezasinerentes ao planejamento, e recomendavel,mesmo assim, buscar a contrataçao para omontanteindicadonosprimeirosanos.

Alem de considerar a contribuiçao solar narestriçao de capacidade, um caso adicional foielaborado admitindo-se a hipotese de reduçaoexpressiva no investimento da opçao fotovoltaica,de40%apartirde2024,demodoqueseucustodeimplantaçao cairia para aproximadamente R$2.400/kW.

Considerando esses efeitos conjuntos, esta fontepassariaasercompetitivafrenteasdemaisopçoese a expansao para omercado de referencia passapara um nıvel de 3.000 MW por ano, atingindoassimolimitesuperiorconsideradoparaestecaso.Essa maior penetraçao solar substitui,predominantemente, parte da expansao eolica,alemdereduziranecessidadedecomplementaçaodepotencia.



Devido ao carater indicativo da expansao dageraçao e os atuais prazos contratuais deimplantaçaodasinstalaçoesdetransmissaoque,adepender da complexidade da obra, e de ate 60meses, surge uma nova variavel de tomada dedecisao relacionada a estrategia de recomendarantecipadamente reforços estruturantes dosistemadetransmissaointerligado.Assim,alemdeproporcionar 9lexibilidade para acomodardiferentesestrategiasdeimplantaçaodasfontesdegeraçao contratadas nos leiloes de energia, osestudos de planejamento da expansao dasinterligaçoes passam a ter uma abordagemdiferenciada, buscando alternativas de soluçoesque se traduzam em mınimo arrependimento eque, ao mesmo tempo, possam agregar atributosde controlabilidade, con9iabilidadee segurançaaosistema.

AEPEtemrealizadoumplanejamentoproativodaexpansao da transmissao pormeio da elaboraçaodeestudosespecı9icos,decaraterprospectivo,quepossuem o intuito de antecipar o sistema detransmissao para a integraçao do potencial defontes alternativas renovaveis estimado combasenos cadastramentos dos leiloes de energia. Naoobstante, e importantedestacarqueasexpansoespropostas nos estudos prospectivos nao estaorestritas ao aproveitamento de projetos solares eeolicos e poderao ser aproveitados para oescoamento da energia proveniente de quaisquertiposdefontes.

Foram realizados ate o momento pela EPE dezestudos prospectivos com in9luencia sobre aconexao de renovaveis sendo: (i) um estudovoltado para permitir o escoamento do potencialeolico da regiao sul do Paıs; (ii) sete estudosvisando dotar o sistema de capacidade deescoamentoparaosdiversospotenciaisdegeraçaodas regioesNordeste e Norte; e (iii) dois estudosprospectivos voltados para o escoamento dopotencialdegeraçaofotovoltaicodasregioesnorteenoroestedeMinasGerais,assimcomodaregiaonoroestedoestadodeSaoPaulo.

ComrelaçaoaopotencialdegeraçaorenovavelnaregiaoNordeste,opresenteciclodoPDEmantemaprevisao de uma expressiva participaçao das

fonteseolicaesolarnessaregiao.Essemontantejasupera aquele considerado nas premissas doestudodetransmissao,desenvolvidoem2014,queresultou na expansao da interligaçao Nordeste –Sudeste/Centro-Oeste. Esse novo cenario, bemcomoapropriaampliaçaodohorizonte,determinaque se realizem novos estudos prospectivos comfoco nas interligaçoes, objetivando veri9icar anecessidade de novas expansoes, alem das japrevistasparaimplantaçaoate2023

Um dos proximos desa9ios a ser enfrentado peloplanejamento da transmissao consiste noenvelhecimento do sistema de transmissaobrasileiro, uma realidade que tende a se tornarmaiscrıticanosproximosanos.Haqueassegurarasubstituiçao da infraestrutura do sistema eletricoem 9im de vida util de modo que a malha detransmissao possa operar com os nıveis decon9iabilidadeequalidadeexigidospelasociedade.

O aprimoramento metodologico e de ferramentalutilizado no planejamento integrado da expansaoda geraçao e transmissao deve ser buscado, nosentido de representar mais adequadamente asnovas tecnologias. Essa questao envolve naoapenas a modelagem das fontes renovaveisintermitentes, como a eolica e a fotovoltaica,mastambemdeRedesEletricasInteligentes(REI)edaGeraçaoDistribuıda(GD).

DisponıvelnoPDE2027,oplanodeobrasabrangeobrasoutorgadaseaoutorgar,alemdeestimativasdeexpansoesparaos ultimosanosdodecenio,nosentidodecapturarrecomendaçoesdeestudosqueseencontramemandamentoeainiciar.

Aexpectativaequeosinvestimentostotaisatinjamcerca de R$ 108 bilhoes, sendo R$ 73 bilhoes emlinhas de transmissao e R$ 35 bilhoes emsubestaçoes,incluindoasinstalaçoesdefronteira.

Considerando-se apenas as novas instalaçoes delinhas de transmissao e subestaçoes a seremoutorgadas, o valor total estimado e da ordemdeR$ 38 bilhoes, sendo cerca de R$ 21 bilhoes emlinhas de transmissao e aproximadamenteR$ 17 bilhoes em subestaçoes, incluindo asinstalaçoes de fronteira. Desses R$ 38 bilhoes, omontante aproximado de R$ 24 bilhoes

T�� E�� E��



corresponde aos empreendimentos jarecomendados em estudos de planejamento,sendo o restante, cerca de R$ 14 bilhoes,correspondente as obras indicativas, que saoaquelas associadas aos estudos de planejamento

emandamentooua iniciar, compatibilizadas combase na media historica da evoluçao fısica e deinvestimentos dos empreendimentos detransmissao.

Tensão ±800 kV 750 kV ±600 kV 500 kV 440 kV 345 kV 230 kV TOTAL

km

Existenteem2017 4.600 2.683 12.816 47.688 6.748 10.320 56.722 141.576

Evoluçao2018-2027 7.798 0 0 28.516 248 1.513 17.165 55.240

Evoluçao2018-2022 4.878 0 0 16.221 166 761 8.611 30.637

Evoluçao2023-2027 2.920 0 0 12.295 82 752 8.554 24.604

Estimativa2027 12.398 2.683 12.816 76.204 6.996 11.832 73.887 196.816

Tensão 750kV 500kV 440kV 345kV 230kV TOTAL

MVA

Existenteem2016 23.247 142.808 26.352 51.195 89.665 333.267

Evoluçao2017-2026 1.650 109.650 12.924 25.339 49.615 199.178

Evoluçao2017-2021 1.650 51.752 6.749 13.315 21.808 95.274

Evoluçao2022-2026 0 57.898 6.176 12.024 27.807 103.905

Estimativa2026 24.897 252.458 39.277 76.534 139.280 532.445

Figura 9.Investimento total em linhas de transmissão Figura 10.Investimento total em subestações

Tabela 7.Expansão das Linhas de Transmissão

Tabela 8.Expansão das Subestações



Espera-se que a produçao de petroleo atinja 5,1milhoes de barris por dia (bbl/dia) em 2027,aproximadamenteodobrodo valor registrado em2017.

A produçao sustentada somente nos recursos nacategoria de reservas devera atingir os maioresvolumes em2026,mantendo o patamar em tornode4,0milhoesdebbl/diaateo9inaldoperıodo.ACessaoOnerosaeresponsavelporcercade35%daproduçaodosrecursosnacategoriadereservaem2027.Aproduçaoestimadaparao9inaldodeceniosem a contribuiçao da Cessao Onerosa para osrecursosnacategoriadereservachegariaaapenas2,4milhoesdebbl/dia(Figura11).

Entre os campos da Cessao Onerosa, Buzios sedestaca com a entrada de cinco modulos deproduçaoprevistosnoplanejamentodaOperadoraate 2022, que projeta cumulativamente umaproduçao de cerca de 900 mil barris por dia em2027. Outro destaque e o campo de Mero, sobcontratodePartilhadaProduçao,quejuntocomorecursocontingentedeLibra,podealcançaroutros900mil barris por dia no 9inal do decenio. Essastres unidades sozinhas respondem por 35% daproduçaoprevistadepetroleono9imdoperıodo.

A maior proporçao do gas a ser produzido nodecenio e de gas associado, sendo que ascontribuiçoes das bacias de Campos e Santos,juntas,correspondemaaproximadamente92%dototal previsto para 2027, com produçao muitosigni9icativa das acumulaçoes do pre-sal. No casodo gas natural nao associado, predomina ain9luencia das unidades produtivas das bacias deCamamu-Almada, Parnaıba, Santos e Sergipe-Alagoas(aguasprofundas)eSolimoes.

A produçao de gas natural sustentada somentepor recursos da categoria de reservas alcança osmaiores volumes em 2025, quando se atinge umpicodeproduçaoproximode160milhoesdem³/dia, seguido de um declınio suave ate o 9inal doperıododecenal,compensadopelacontribuiçaodaproduçao dos recursos contingentes e naodescobertos. As maiores contribuiçoes estaoassociadasasbaciasdeSantos,Campos,SolimoeseParnaıba.

Nas previsoes da produçao bruta de gas naturaldeste PDE, toda a Cessao Onerosa, em 2027,incluindooexcedente,respondeporcercade29%dototaleosContratosdeConcessao prevalecemcontribuindomassivamentecomcercade56%daproduçaobrutadegasnaturalnacionalno 9imdodecenio.

O comportamento da produçao lıquida de gasnatural nao acompanha a produçao bruta,principalmente,devidoainjeçaodogasdopre-sal.Sao considerados altos ındices de injeçao, tantoparaaumentararecuperaçaodo oleo,quantoporfalta de infraestrutura de escoamento, alem dedi9iculdades no processamento relacionadas aoelevado ındice de contaminantes. Neste caso,ainda, a antecipaçao da produçao de petroleoaumentaarentabilidadedosprojetosdeE&P.

Desse modo, apesar dos expressivos volumes, amonetizaçao deste gas depende de uma serie de

P�� P��"�� G#� N��

Figura11.Produçãodepetróleonacionalportipodecontrato



investimentos e de de9iniçoes em relaçao aomercado consumidor frente aos custos elevadospara aproveitamento deste insumo energetico.Assim,ressalta-se,que,emborahajapotencialparaproduçaodasunidadessobcontratodepartilhanomedio prazo, neste cenario do PDE 2027 nao foiconsiderada a produçao lıquida para o campo deMeroeareasdeLibrasobavaliaçao(Figura12).

As reservasprovadasdepetroleopodemalcançarcerca de 35 bilhoes de barris em 2024,considerando todosos volumes estimados citadosanteriormente.ArelaçaoR/Ppoderaatingirnıveisrelativamentealtosparaopetroleo:entre17e23anos(Figura13)-eparaogasnatural:entre16e29anos.

Estima-sequeosinvestimentosparaasatividadesdeE&PnoBrasil 9iquementreUS$365bilhoes eUS$406bilhoesnohorizontedecenal.Trata-sedeuma avaliaçao dos investimentos agregados detodoosetordeE&PnoPaıs,quepodeserrefeitaem caso de aprofundamento das perspectivaseconomicas.

Para suportar as referidasprevisoesdeproduçaodesteplano,aestimativadeentradaemoperaçaodenovasUEPede40unidadesentre2017a2027.

Figura13.Petróleo:relaçãoR/P

Figura12.ProduçãoBrutadeGásNatural



Apesar da volatilidade devido a existencia defatores de curto prazo pressionando os preços depetroleos emdireçoes inversas, ospreços (Tabela9)devemcontinuarsuatrajetoriadealtanomedioprazo ate se estabilizarem em valores proximosaos preços de breakeven de projetos maisdispendiosos em campos hoje consideradosmarginais.

O cenario considerado, no qual a evoluçao dademanda mundial e muito afetada por polıticaspublicas, tecnologias e preferencias dosconsumidores, deve levar a uma valorizaçaorelativadecombustıveismaislimposecommenorteordeenxofre.

De acordo com o cenario adotado, o Paıs deveracontinuar como importador lıquidodosprincipaisderivados(Figura14),durantetodoohorizontedeestudo,comdestaqueparaasimportaçoesdenafta,QAVeoleodiesel.

As importaçoes de GLP possuem tendencia dedecrescimo ao longo do decenio, principalmentedevidoaocrescimentodaproduçaodasUPGNs.

OsresultadosparaagasolinaindicamqueoBrasilatuara como importador deste derivado, empequenosvolumes.

A produçao de oleo combustıvel, que permanece

A�� D��&�� P��"��

Figura14.BalançodosPrincipaisDerivadosdePetróleo

US$dezembrode2017/barril

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

70 71 72 74 75 78 81 82 83 83

Tabela9. PreçodoPetróleoBrent

com excedentes ao longo de todo o perıodo de analise, atende su9icientemente a demanda obrigatoria, bem como todo o mercado opcional de bunker para navios estrangeiros.

No cenario de preços internacionais de9inidos neste estudo, o oleo diesel S10 e mais valorizado que o QAV, o que favorece economicamente a produçao interna de S10.

Caso seja necessario produzir mais QAV, o parque de re9ino pode aumentar a produçao desse produto, ate um determinado limite, em detrimento ao oleo diesel.

A oferta de oleo diesel S10 poderia ser signi9icativamente ampliada por meio da construçao de novas unidades de hidrotratamento no parque de re9ino, principalmente em re9inarias anteriormente produtoras de oleo diesel de alto teor de enxofre. Uma capacidade adicional de hidrotratamento permitiria maior disponibilidade de processamento nas unidades de destilaçao de algumas re9inarias e, consequentemente, um aumento na produçao de derivados.

A necessidade de importaçao de consideraveis volumes de derivados (especialmente oleo diesel A) e a cabotagem signi9icativa de gasolina A e oleo diesel A exigem atençao em relaçao a infraestrutura logıstica do Paıs.

Com a utilizaçao maxima das capacidades de alguns dutos e terminais, sera necessario melhorar a e9iciencia operacional dos processos logısticos para evitar eventuais desabastecimentos regionais.

Investimentos em infraestrutura logıstica de derivados sao importantes a 9im de garantir o abastecimento de combustıveis em todo o territorio nacional.

A proposiçao de açoes e medidas e imprescindıvel para o desenvolvimento da nova estrutura do mercado nacional de combustıveis, com enfase no estımulo a entrada de novos atores no setor e a livre concorrencia, em um ambiente regulatorio objetivo e claro, conforme indicado na iniciativa Combustıvel Brasil. Formas de estımulo a novos investimentos na expansao do parque de re9ino, buscando a segurança do abastecimento nacional, devem ser desenvolvidas, lembrando que o Paıs consolidara sua condiçao de exportador de petroleo no horizonte deste estudo.



Mudanças no marco regulatorio advindas dainiciativa Gas para Crescer, principalmente com aentrada de novos agentes e com o aumento deinvestimentosno setor, podemalterar adinamicadomercadoregionaldegasnatural,assimcomooacessodomercadodomesticoaomercadodeGNL.

OpreçodegasnaturaloriundodoGNLnoBrasil,aprincıpio, sera afetado pelo preço do mercadointernacionalenaopelaexpansaodaofertadeGNLno Paıs. Isto porque a capacidade de importaçaonao tem sido utilizada em sua plena capacidade,mas sim provendo 9lexibilidade operacional emodulando as importaçoes de GNL pelanecessidade de atendimento a demanda nacionaltermeletrica.

A produçao lıquida de gas natural passara de 65 milhoes de m³/dia em 2017 para 111 milhoes de m³/dia em 2027. Ja a oferta potencial nacional projetada da malha integrada passara de cerca de 52 milhoes de m³/dia em 2017 para aproximadamente 73 milhoes de m³/dia em 2027 (Figura 15).

Nota-seumaumentodaproduçaonacionaldegasassociado, e opre-sal corresponde aopatamarde45% da oferta nacional em 2027. Alem disso, no9inaldoperıodo,haaumentonaproduçaonacionalde gas nao associado proveniente da Bacia deSergipe-Alagoas.

Quanto ao volume importado da Bolıvia,considerou-seamanutençaodovolumemaximodeimportaçaode30milhoesdem³/diaateo9inalde2021 e a reduçao para 20 milhoes de m³/dia apartir de 2022. A importaçao potencial de GNLcorresponde a capacidade instaladados terminais

existentes, de 47milhoes dem³/dia, de 2018 ate2027.

Noscenariosdealtademandadegasparageraçaotermeletrica, tais consumos forampreferencialmente atendidos por meio de GNLdevido a necessidade de complementaçao dosvolumes nacionais ou importados (via gasodutos)paraviabilizaroatendimentodetaisdemandas. Janos casosdebaixademanda termeletrica veri9ica-sequeo gasnacionalou importadovia gasodutospodesersu9iciente.

No9inaldodecenio,podehaverumsaldomaiordegasnaturalnobalançodamalhaintegrada(Figura16) caso pelo menos parte das termeletricasindicativas se localizem em sistemas isolados ou,ainda, haja a interconexao a malha integrada deoferta de GNL dos terminais de regasei9icaçao deBarra dos Coqueiros/SE ou do Porto do Açu/RJprevistosnohorizonte.

A expansao para o atendimento a demanda deponta do sistema eletrico podera ser feita pordiferentes tecnologias, sendo uma delas pormeiodas termeletricasagasnaturaldecicloaberto.Nocaso de tal demanda ser integralmente atendidapor essa tecnologia, haveria um acrescimo dedemanda de gas natural de 78milhoes dem³/diaentreosanosde2022e2027.

Para suprir essa demanda indicativa, uma dassoluçoes apontadas seria a instalaçao gradual deseis novos terminais de GNL (indicativos) ate o9inaldoperıodo,comcapacidadede14milhoesdem³/dia cada (Figura 17). Haveria, nesse caso, odesa9io de desenvolver um modelo de negocioaderente a uma situaçao de 9lexibilidade do

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Figura15.ProduçãoLíquidaeOfertaPotencialNacionaisdeGásNatural

Figura16.BalançodeGNnaMalhaIntegrada



fornecimentodegasnatural.

Cabe ressaltar que estes terminais podem ser osque se encontram em fase de planejamento pordiversosagentes,dependendodos condicionantesque vierem a se estabelecer no horizonte deplanejamento, e os modelos de negocio quevenhamaserde9inidos.

No caso extremo, e pouco provavel, de toda ademandadeponta seratendidapor termeletricasem ciclo aberto conectadas a malha integrada, obalanço de oferta e demanda da malha seriaconsideravelmente diferente no segundoquinquenio,dobrandoseuspatamaresdeofertae

demanda(Figura18).

Pode-se observar o comportamento do balançocasoastermicasacicloabertoparaatendimentodeponta fossem conectadas a malha integrada. Essecenario apresenta diversos desa9ios, sejam elesoperacionais (variaçaodosvolumes transportadose variaçoes de pressao na malha integrada), demodelosdenegociooude9inanciamento.

No que se refere as questoes operacionais, aconsideraçao dessas termicas serem conectadas amalhaexistente levaraaumaumentosigni9icativodos volumes transportados e das 9lutuaçoes no9luxo de gas natural, o que acarreta em maiorcomplexidadeoperacionalepoderequerergrandesinvestimentosnamalha.

A previsao de investimentos relacionados aexpansaodaofertadegasnaturaledaordemdeR$8 bilhoes, dos quais cerca de R$ 3 bilhoes emprojetos previstos e R$ 5 bilhoes em projetosindicativos. Dentre os projetos indicativos,considera-se o caso em que a demanda termicaindicativaacicloabertovislumbradanohorizontedecenalsejasupridapor6novosterminaisdeGNLexclusivos com capacidade de 14milhoes dem³/dia cada, resultando em investimento total de R$2,4bilhoes.

Figura17.Demandatérmicaindicativaparaatendimen-todepontaenergéticaeterminaisdeGNLindicativos

Figura18.BalançodaMalhaIntegradacomtérmicasacicloabertoparaatendimentodeponta



Osbiocombustıveis continuaraoa terparticipaçaorelevante na matriz energetica brasileira noproximo perıodo decenal. O estabelecimento daPolıtica Nacional de Biocombustıveis (RenovaBio)corrobora os desdobramentos positivos e ofortalecimentodosetorprojetadosparaoproximodecenio.

Com investimentos em renovaçao do canavial, tratos culturais adequados e o ajuste entre a mecanizaçao da colheita e do plantio da cana-de-açucar, estima-se que ocorrera uma recuperaçao dos indicadores de produçao dessa cultura (produtividade agrıcola e rendimento industrial em ATR/tc).

Alem disso, espera-se a reduçao de custos de produçao e o aumento da competitividade do etanol frente a gasolina. Tais fatos, associados a necessidade de incremento da capacidade de moagem, motivarao investimentos em unidades greenfields e na expansão de algumas unidadesexistentes.

Considera-se, tambem, a introduçao da cana-energia em pequenos percentuais, e que aproduçao de etanol 2G sera signi9icativa somenteno 9inal do perıodo. Estima-se que a produçao deetanoldemilhoatingiracercade2bilhoesdelitrosem2027.

Aofertatotaldeetanolalcança45bilhoesdelitrosem 2027, sendo 32 bilhoes de litros relativos aoetanolhidratado.

O setor sucroenergetico ja possui papel dedestaque na produçao de etanol e vemaumentando sua contribuiçao na matriz eletricacomabioeletricidade.

Espera-seumaexpansaodoperıododegeraçaodebioeletricidade, incorporando palhas e pontas e,em alguns casos, biomassas diferentes da cana.Estima-sequehaja6.800MWmediosdisponıveisparacomercializaçaoem2027.

Para o biodiesel, espera-se que o oleo de sojapermaneça como a principal materia-prima nodecenio. Espera-se que a demanda por estebiocombustıvel mantenha-se nos limites domandatoriode9inidoporlei.

Em termos estrategicos, e importante para oPNPB,odesenvolvimentodeculturasalternativasa soja. Dentre os oleos vegetais, o de palmaapresenta o maior volume de produçao nomercado internacional, alem de preços maiscompetitivos.

O biogas oriundo da biodigestao da vinhaça e datortade 9iltro tera umamaior inserçaonamatrizenergetica. Estima-se que seu potencial deproduçao seja de 7,2 bilhoes de Nm³ em 2027,podendo ser destinado a geraçao eletrica,substituiçao ao diesel emisturado ao gas naturalfossil,nasmalhasdegasodutos.

Espera-se que, em 2027, o BioQAV alcance umaparticipaçao de mercado de 1% (91 mil m³) dademanda total de combustıvel de aviaçao, comlinhas aereas especı9icas adotando rotastecnologicascerti9icadas.

O�� B�� &��

Figura19.Produtividade,canacolhidaedestinação

Figura20.Ofertatotaldeetanol



A analise socioambiental do PDE 2027 tem comoobjetivos: 1) contribuir para a de9iniçao daexpansaododecenio,2)avaliardeformaintegradaas principais questoes socioambientais daexpansao,3)indicarosassuntosprioritariosparaagestaoambientaldosetore4)analisarasemissoesde gases de efeito estufa (GEE) da expansaoprevista.

Primeiramente, a 9im de incorporar a variavelambientalnaexpansaodecenalecontribuirparaosmodelosdeofertaeparaade9iniçaodaexpansao,foram realizadas a analise processual das usinashidreletricas e a analise de complexidadesocioambiental das unidades produtivas depetroleoegasnatural.

Emseguida,apartirdaexpansaoprevista,foifeitauma analise socioambiental integrada, que temcomobaseaespacializaçaodosprojetosplanejadose busca avaliar qualitativamente as principaisinterferenciasdaexpansaosobreassensibilidadessocioambientais mais representativas das regioesbrasileiras,pormeiodetemassocioambientais.

Com o proposito de direcionar esforços para asquestoes que aumentam a incerteza associada aoplanejamento previsto, foram selecionados doistemascomoprioritariosparaagestaoambientaldosetor energetico: “Povos e terras indıgenas” e“Unidadesdeconservaçao”.

O tema “Povose terras indıgenas” foi consideradoprioritariopelosmultiplosdesa9iosassociadosqueabarcam inde9iniçoes sobre dispositivos legais enormativosemrelaçaoaospovosafetados.

Otema“Unidadesdeconservaçao”foiconsideradoprioritario pela complexidade intrınseca aoprocesso de compatibilizar conservaçao dabiodiversidadecomageraçaodeenergia.

GASESDEEFEITOESTUFA(GEE)

Em sua NDC, o Brasil propos reduçao de 37% desuas emissoes em 2025, tendo como base asemissoes de 2005. Nao ha distribuiçao formal demetas entreosdiferentes setores, de formaqueopaıspodeatingirasmetaspordiferentescaminhosalternativos.

Oconsumodeenergiapercapitadeveraaumentarconsideravelmente ate 2030 e, assim, as emissoes

de GEE em relaçao a produçao e consumo deenergiaseraocrescentes.

Considerandoopotencialbrasileiroparaproduçaodeenergiaeletricaecombustıveisapartirdefontesrenovaveis, a principal estrategia do setor paramitigaçao das emissoes de GEEs e justamentemanter elevada a participaçao dessas fontes namatriz.

Os principais responsaveis pelas emissoes deGEEnaproduçao e consumode energia sao os setoresde transportes e industrial que, ao longo dohorizonte, continuarao responsaveis pela maiorparte das emissoes do setor de energia, somando64%em2027.

No setor eletrico, a geraçao apartir de fontesnaoemissorasdeGEEsomara91%dototaldageraçaode energia eletrica em 2027. Portanto, esforçosadicionaisparamitigaçaodegasesdeefeitoestufadevem se concentrar em setores que apresentemoportunidadescommelhorrelaçaocusto-benefıcio.

O cenariodeexpansaodaofertaedo consumodeenergia no horizonte decenal atende com folga ametaparao anode2020e a trajetoria estipuladana NDC brasileira para o setor de energia. Assim,pode-sea9irmarqueocenariodoPDEestaalinhadocom a PNMC e com os compromissosinternacionaisassumidospeloBrasilnoAcordodeParis.

A�#�� S��

Figura21.EvoluçãodaparticipaçãosetorialnasemissõesdeGEEpelaproduçãoeusodeenergia



Ao 9im do perıodo decenal, estima-se que apopulaçao residente alcance 221 milhoes dehabitantes,comcrescimentomediode0,6%aoano.O PIB per capita atingira 39 mil reais em valoresconstantes de 2017, com crescimento de 2,2% aoano.

Correspondentemente, o consumo 9inal energeticocresce a uma taxa media de 2,3% ao ano,alcançando325milhoesno9imde2027.

Estima-se que a oferta interna de energiaatinjacercade367milhoesdetep,umcrescimentomedio anual de 2,3%. A oferta interna deeletricidade evolui a uma taxa media de 3,6% aoano,chegandocomofertaestimadaem889TWhao9imde2027.Emtermospercapita,aofertainternade eletricidade sobe de cerca de 3.000 kWh para4.024kWhem2027.

Por outro lado, destaca-se a reduçao daparticipaçaodopetroleoeseusderivadosnaofertainterna total de energia, de 36% em 2017para 31% em 2027. Apesar do incremento naproduçao de petroleo bruto, as perspectivas desubstituiçao da gasolina por etanol e do oleocombustıveleGLPporgasnaturalsaoosprincipaisdeterminantesdadiminuiçaoesperadanoperıodo.

C�� R��

Emrelaçaoaofertainternadeenergia,asenergiasrenovaveis exibem um crescimento medio anualde 3,2%, destacando-se o crescimento mediode 6,1% ao ano na oferta das outras renovaveis(energia eolica, solar, biodiesel e lixıvia). Dessaforma, estima-se o percentual de energiasrenovaveisnamatrizenergeticabrasileiraem47%em2027(Tabela11).

Tabela10.Indicadores:ConsumoFinaldeEnergia

Discriminaçao 2017 2022 2027Variaçaomediaanual

2017a2022 2022a2027 2017a2027

PopulaçaoResidente (106hab) 208 215 221 0,7% 0,5% 0,6%

PIB(109reaisde2017) 6.560 7.505 8.696 2,7% 3,0% 2,9%

percapita(10³R$/hab) 31 35 39 2,1% 2,5% 2,3%

Ofertainternadeenergia

(106tep) 293 324 367 2,0% 2,6% 2,3%

porPIB(tep/10³R$) 0,045 0,043 0,042 -0,7% -0,4% -0,5%

percapita(tep/hab) 1,41 1,50 1,66 1,3% 2,0% 1,7%

Ofertainternadeeletricidade

(TWh) 624 752 889 3,8% 3,4% 3,6%

porPIB(kWh/10³R$) 95 100 102 1,0% 0,4% 0,7%

percapita(kWh/hab) 2.994 3.491 4.024 3,1% 2,9% 3,0%

Consumo9inaldeenergia

(106tep) 260 286 325 1,9% 2,6% 2,3%

percapita(tep/hab) 1,25 1,33 1,47 1,3% 2,1% 1,7%

porPIB(tep/10³R$) 0,040 0,038 0,037 -0,8% -0,4% -0,6%



Observa-se que o paıs tem caminhado emconvergencia ao cumprimento das metasassumidas, com destaque para a previsao desuperaçao das mesmas no que tange acomposiçao da Matriz Energetica, em especial

quanto a participaçao de fontes renovaveis(exclusive hıdrica), para a qual se projeta umaparticipaçao de 35%, participaçao de bioenergiaestimadaem22%(Tabela12).

Tabela11.EvoluçãodaOfertaInternadeEnergianoHorizonteDecenal

INDICADORESNDC PDE2027

AnodeReferência2025

E9icienciaenergetica Eletricidade 8% 7%

Energiaeletrica

Participaçaodeeolica,solarebiomassa,incluindoGDeautoproduçao 22% 22%

Participaçaodahidroeletricidadenageraçaocentralizada 71% 73%

Matrizenergetica

Participaçaodefontesrenovaveis,comexceçaodahıdrica 32% 34%

Participaçaodebioenergia 18% 21%

Participaçaototaldefontesrenovaveis 45% 48%

Dessa forma, diferentemente do que ocorre namaioria dos paıses, no Brasil o setor eletricocontribuipoucoparaototaldeemissoesdegasesdeefeitoestufa.

Considerando que o Paıs cumpra o compromissoabsoluto de sua NDC, de 1,3GtCO2e em 2025, asemissoes oriundas do SIN previstas neste PDErepresentariamcercade3%dessetotal.

Tabela12.AcompanhamentodasmedidasNDCxProjeçõesPDE2026

2017 2022 2027

2017-2027

miltep %

miltep %

miltep % VariaçaoMedia

(%a.a.)

EnergiaNãoRenovável 166.808166.808166.808166.808 57575757 169.776169.776169.776169.776 52525252 193.094193.094193.094193.094 53535353 1,51,51,51,5

Petroleo e Derivados 106.276 36 107.547 33 113.830 31 0,7

Gas Natural 37.938 13 37.244 11 49.377 13 2,7

Carvao Mineral e Derivados 16.570 6 18.443 6 20.884 6 2,3

Uranio (U3O8) e Derivados 4.193 1 3.918 1 6.877 2 5,1

Outras Nao renovaveis 1.831 1 1.982 1 2.126 1 1,5

EnergiaRenovável 126.685126.685126.685126.685 43434343 154.685154.685154.685154.685 48484848 174.263174.263174.263174.263 47474747 3,23,23,23,2

Hidraulica e Eletricidade 35.023 12 45.333 14 46.761 13 2,9

Lenha e Carvao Vegetal 23.424 8 23.731 7 24.439 7 0,4

Derivados da Cana-de-Açucar 51.116 17 61.476 19 72.072 20 3,5

Outras Renovaveis 17.122 6 24.145 7 30.990 8 6,1

Total 293.492293.492293.492293.492 100100100100 323.819323.819323.819323.819 100100100100 367.356367.356367.356367.356 100100100100 2,32,32,32,3



GeraçãoCentralizada 2017 2022 2027

TWh % TWh % TWh %

Hidraulica 404 65 523 69 539 60

Gas Natural 54 9 36 5 56 6

Carvao 15 2 11 1 13 1

Nuclear 16 3 15 2 26 3

Biomassa 25 4 31 4 38 4

Eolica 42 7 58 8 102 11

Solar (centralizada) 1 0 9 1 18 2

Outros 12 2 3 1 4 1

Subtotal(atend.Carga) 569 91 685 91 796 90

Autoprodução&GeraçãoDistribuída 2017 2022 2027

TWh % TWh % TWh %

Biomassa (biogas, bagaço de cana, lixıvia e lenha) 26 4 41 5 51 6

Solar 0 0 2 0 12 1

Eolica 0 0 0 0 2 0

Nao renovaveis 26 4 18 2 21 2

Subtotal(autoprod.&GD) 55 9 67 9 93 10

Total 624 100 752 100 889 100

Hidraulica 3 1 5 1 7 1

Item Unidade 2005 2020 2025 2027

Emissoes de GEE na produçao e uso de energia 106tCO2e 317 430 484 513

PIB R$ bilhoes [2010] 3.122 4.334 5.000 5.304

Oferta Interna Bruta 106 tep 218 310 351 371

Intensidade de carbono no uso da energia kgCO2e/tep 1.451 1.389 1.381 1.384

Intensidade de carbono na economia kgCO2e/R$ [2010] 101,3 99,2 96,8 96,7

Portanto, esforços adicionais para mitigaçao de gases de efeito estufa nao devem se concentrar no setor eletrico, mas sim em setores que apresentem oportunidades com melhor relaçao custo-benefıcio.

O crescimento das emissoes devido a produçao e consumo de energia sera de 62% entre 2005 e 2027. Esse incremento e inferior ao esperado para

Tabela13. Intensidadedecarbononaeconomiabrasileiradevidoàproduçãoeaousodaenergia

Tabela14. GeraçãoTotaldeEletricidade

a oferta interna bruta no mesmo perıodo (70%). Dessa forma, o indicador de intensidade de emissoes de GEE no uso da energia em 2027 sera menor que aquele veri9icado em 2005. O indicador de intensidade de emissoes da economia tambem devera fechar o horizonte decenal abaixo daquele veri9icado para o ano de 2005.

A geraçao estimada incluindo a autoproduçao (representando quase 10% da geraçao total no perıodo) e apresentada na Tabela 14.

A participaçao da geraçao eolica alcança mais de

10% no 9im do perıodo, enquanto a autoproduçao a partir da biomassa quase dobra a geraçao esperada no horizonte analisado.



Discriminação 2017 2022 2027 2017-2022 2022-2027 2017-2027

mil tep

Variação (% a.a.)

Demanda Total de Energia (A) 304.615 341.645 396.668 2,3 3,1 2,7

Consumo Final 260.010 286.340 325.296 1,9 2,6 2,3

Perdas 44.605 55.305 71.373 4,5 5,2 4,8

Produção de Energia Primária (B) 303.039 412.688 515.171 6,4 4,5 5,1

Energia Excedente (B) - (A) -1.576 71.043 118.503 - 10,8 -

Discriminação 2017 2022 2027 2017-2022 2022-2027 2017-2027

mil tep Variação (% a.a.)

Demanda de Derivados de Petróleo (A) 117.093 119.458 131.702 0,4 2,0 1,2

Consumo Final 110.291 115.841 127.932 1,0 2,0 1,5

Transformaçao 6.802 3.617 3.649 -11,9 0,2 -6,0

Produção de Petróleo (B) 144.161 212.919 272.811 8,1 5,1 6,6

Petroleo Bruto 135.907 206.243 261.458 8,7 4,9 6,8

Lıquidos de Gas Natural 5.089 1.166 3.175 -25,5 22,2 -4,6

Biodiesel 3.166 5.510 8.178 11,7 8,2 10,0

Energia Excedente (B) - (A) 27.067 93.461 141.230 28,1 8,6 18,0

Tabela 15. Evolução da Oferta de Energia Primária

Tabela 16. Evolução da Oferta de Petróleo e Derivados

No decorrer das ultimas decadas, a diferença entre a demanda total de energia e a produçao de energia primaria vem mantendo uma trajetoria decrescente. A persistir tal tendencia nos proximos 10 anos, o Brasil passa a registrar energia

excedente em sua matriz energetica, atingindo quase 120 milhoes de tep em 2027, o que equivale a cerca de 23% da produçao total de energia no Paıs (Tabela 15).

A Tabela 16 mostra a evoluçao da oferta de energia na cadeia do petroleo, onde se observa um importante incremento na produçao de petroleo bruto, com media anual de 6,8%. Portanto, ha um descolamento em relaçao a demanda energetica de derivados de petroleo, que apresenta 1,2% de crescimento medio anual. Com isso, ao 9inal do

decenio, apresenta-se energia excedente de, aproximadamente, 140 milhoes de tep na cadeia de petroleo brasileira, sendo esta a responsavel pelo signi9icativo superavit de energia excedente da matriz energetica brasileira no horizonte do plano.



Discriminação 2017 2022 2027 2017-2022 2022-2027 2017-2027

mil m³/dia Variação (% a.a.)

Oferta Total Esperada 89.853 76.680 94.984 -3,1% 4,4% 0,6%

UPGN 60.483 44.644 66.763 -5,9% 8,4% 1,0%

Importaçao 29.370 32.036 28.221 1,8% -2,5% -0,4%

Consumo Total Esperado 85.169 76.680 94.984 -2,1% 4,4% 1,1%

Transformaçao em Eletricidade (1) 34.739 21.987 31.946 -8,7% 7,8% -0,8%

Consumo 2inal 50.430 54.693 63.038 1,6% 2,9% 2,3%

Consumo nao energetico 2.133 7.019 9.733 26,9% 6,8% 16,4%

Consumo energetico 48.297 47.675 53.305 -0,3% 2,3% 1,0%

Setor energetico (2) 11.300 10.751 11.374 -1,0% 1,1% 0,1%

Residencial 1.180 1.490 2.077 4,8% 6,9% 5,8%

Transportes 5.400 5.362 5.738 -0,1% 1,4% 0,6%

Industrial 29.997 29.114 32.818 -0,6% 2,4% 0,9%

Outros (3) 420 958 1.298 17,9% 6,3% 11,9%

Fonte Unidade 2017 2022 2027

2017-2022

2022-2027

Incremento % Incremento % Incremento %

Petroleo mil barris/dia 2.626 3.984 5.051 1.358 52% 1.067 27% 2.425 92%

Gas Natural milhoes de m³/dia 109,9 123,5 192,1 13,7 12% 68,5 55% 82,2 75%

OS leo Diesel milhoes de m³ 40,6 47,9 51,1 7,3 18% 3,1 7% 10,4 26%

OS leo Combustıvel milhoes de m³ 12,2 11,5 11,9 -0,7 -6% 0,4 3% -0,3 -3%

Gasolina milhoes de m³ 27,7 27,0 26,4 -0,7 -2% -0,6 -2% -1,3 -5%

GLP milhoes de m³ 10,4 12,2 14,6 1,8 17% 2,4 20% 4,2 40%

Querosene milhoes de m³ 6,2 6,6 7,0 0,4 6% 0,4 6% 0,8 13%

Etanol milhoes de m³ 27,7 34,7 42,4 7,0 25% 7,7 22% 14,7 53%

Eletricidade TWh 624,1 752,0 888,9 128 20% 137 18% 265 42%

2017-2027

Tabela 17. Balanço de Gás Natural Seco

Na Tabela 18 sao apresentados os valores quantitativos de produçao interna de energia ao

Notas: (1) Inclui autoprodução. (2) Não inclui o consumo em E&P. (3) Inclui os setores: comercial, público e agropecuário.

A Tabela 17 apresenta o balanço de gas natural projetado, onde se destaca o decrescimento, nos primeiros cinco anos, no processamento em UPGN, em razao da diminuiçao da necessidade de despacho termeletrico. Ja no segundo quinquenio, a oferta oriunda de UPGN retoma a expansao e se aproxima de 67 milhoes m³/d, em 2027, em funçao do aumento do consumo como um todo.

Quanto ao consumo 9inal, pode-se ressaltar a aceleraçao do crescimento na segunda metade do decenio, com destaques para os setores residencial e nao energetico (materia-prima). Estima-se que o consumo 9inal de gas natural aumente, em media, 2,3% ao ano nos proximos dez anos, chegando a 63 milhoes de m³/dia em 2027.

Tabela18.ProduçãoInternadeEnergia

longo do horizonte do PDE 2027, com destaqueparaaproduçaodepetroleo.



FONTES 2017 2022 2027 2017-2022 2022-2027 2017-2027

GW Incremento % Incremento % Incremento %

CapacidadeInstaladadeGeraçaoEletrica 149 168 209 20 13% 41 24% 61 41%

Hidraulica 94 102 103 8 9% 1 1% 10 11%

Termica 23 27 32 4 17% 5 20% 9 40%

Eolica 12 15 27 3 25% 11 74% 14 116%

SolarCentralizada 0 4 9 3 - 5 137% 8 -

UTECicloAberto+Tec.Armazenamento 0 0 13 - - 13 - 13 -

Demais 20 21 25 1 5% 5 24% 6 31%

Tabela19.CapacidadeInstaladadeGeraçãoElétricanoSistemaInterligadoNacional

ITEM Unidade 2017 2022 2027 2017-2022

2022-2027 2017-2027

Incremento Incremento Incremento

LinhasdeTransmissao km 141.576 172.213 196.816 30.637 22% 24.603 14% 55.240 39%

Subestaçoes MVA 348.232 439.245 524.881 91.013 26% 85.636 19% 176.649 51%

% % %

Tabela20.TransmissãodeEnergiaElétrica

ITEM Unidade 2017 2022 2027 2017-2022

2022-2027 2017-2027

Incremento % Incremento % Incremento %

Gasodutos km 9.409 9.503 9.503 94 1% 0 0% 94 1%

Tabela21.TransportedeGásNatural

TIPOR$bilhões

Período2018-2027%

OfertadeEnergiaElétrica 393 21,7%

GeraçaoCentralizada 226 12,4%

Transmissao 108 5,9%

PetróleoeGásNatural 1.382 76,1%

ExploraçaoeProduçaodePetroleoeGasNatural 1.340 73,8%

OfertadeDerivadosdePetroleo 34 1,8%

OfertadeGasNatural 8 0,4%

OfertadeBiocombustíveisLíquidos 41 2,3%

Etanol–Usinasdeproduçao 34 1,9%

Etanol–Infraestruturadutoviariaeportuaria 4 0,2%

Biodiesel–Usinasdeproduçao 3 0,2%

TOTAL 1.816 100%

1.816 100%

GeraçaoDistribuıda(microeminigeraçao) 60 3,3%

Tabela22.SíntesedasEstimativasdeInvestimentos

Asproximastabelas(19a21)indicamaexpansaofısica do sistema no perıodo decenal, enquanto aTabela 22 apresenta a estimativa do montanteassociadodeinvestimentos.ATabela23mostraoelenco dos projetos hidreletricos disponibilizados

ao PDE 2027 para o exercıcio da expansao dageraçaocentralizada,enquantoaTabela249inalizacom a sıntese dos estudos conduzidos na AnaliseAmbiental. Por 9im, a Tabela 25 apresenta aprojeçaodamatrizenergeticanacionalem2027.



DataMaisCedoEntradaOperação

Potência(MW) Bacia Rio UF

2024 139 Piquiri Piquiri PR

Apos 2027 1.650 Tapajos Tapajos PA

Apos 2027 125 Tocantins Maranhao GO

Apos 2027 80 Tocantins Tocantizinho GO

Apos 2027 90 Tocantins Parana TO

Apos 2027 81 Sucuriu Sucuriu MS

Apos 2027 61 Uruguai Chapeco SC

UHE

Apertados

Jatoba

Maranhao

Mirador

Parana

Porto Galeano

Saudade

Apos 2027 Porteiras 86 Tocantins Maranhao GO

2025 Itaocara I 150 Paraıba do Sul Paraıba do Sul RJ

2027 Bem Querer 650 Branco Branco RR

Apos 2027 Foz do Piquiri 93,2 Piquiri Piquiri PR

Apos 2027 Foz do Xaxim 63,2 Uruguai Chapeco SC

Apos 2027 Itaguaçu 92 Paranaıba Claro GO

Apos 2027 Itapiranga 724 Uruguai Uruguai SC/RS

2024 Castanheira 140 Juruena Arinos MT

2024 Davinopolis 74 Paranaıba Paranaıba MG/GO

2024 Ercilandia 87 Piquiri Piquiri PR

2024 Tabajara 400 Ji-Parana Ji-Parana RO

2024 Telemaco Borba 118 Tibagi Tibagi PR

2025 Comissario 140 Piquiri Piquiri PR

Apos 2027 Alta Floresta 127 Teles Pires Teles Pires MT

Apos 2027 Buriti Queimado 142 Tocantins Almas GO

Apos 2027 Couto Magalhaes 150 Araguaia Araguaia MT/GO

Apos 2027 Formoso 342 Sao Francisco Sao Francisco MG

Total 5.890

Apos 2027 Santo Antonio 84 Uruguai Uruguai SC/RS

Tabela 23. Elenco dos Projetos Hidrelétricos Disponibilizados ao PDE 2027



Tabela24.SíntesedaExpansãoPrevistanoPDE2027

UHE

- 3.080 MW (13 UHEs), todas as regiões do Brasil com exceção do Nordeste - Contratado: 1.114 MW (4 UHEs). Indica�vo: 1.966 MW (9 UHEs) - Região Hidrográfica Amazônica: 5 UHEs e 61% da potência, RH Paraná: 6 UHEs e 29% da potência, RH Uruguai: 1 UHE e 5% da potên-cia, e RH Atlân�co Sudeste: 1 UHE e 5% da potência

PCH

- 2.797 MW - Contratado: 747 MW (62 PCHs) em todas as regiões do Brasil - Indica�vo: 2.050 MW nos subsistemas S e SE/CO

Termelétricas fósseis (GN, carvão) e nuclear

- 24.690 MW - Contratado: 6.020 MW (6 UTEs GN, 2 UTEs a diesel e 1 UTE a carvão, além de 1 ampliação de UTE GN) e 1.405 MW (1 nuclear) - Indica�vo: 17.265 MW (64% no subsistema SE/CO, 22% no S e 14% no NE)

Termelétricas a biomassa

- 3.141 MW - Contratado: 541 MW, 61% de queima do bagaço e palha da cana de açúcar, 32% de cavaco de madeira, 4% de biogás, 2% de biogás de vinhaça e 1% de casca de arroz, nos subsistemas SE/CO, NE e S - Indica�vo: 2.600 MW, dos quais 150 MW são de biogás, no subsistema SE/CO

Eólicas

- 14.006 MW - Contratado: 4.006 MW (164 parques), predominantemente no NE - Indica�vo: 10.000 MW no subsistema NE (80%) e no subsistema S (20%)

Solar

- 7.459 MW - Contratado: 2.459 MW (88 projetos) sendo 71% no NE e 29% no SE - Indica�vo: 5.000 MW nos subsistemas NE e SE/CO

Transmissão

- 55.240 km (38% do sistema), em todas as regiões do Brasil - Contratado: 284 LTs - Análise socioambiental de 418 LTs, 41.415 km de extensão - N (8.647 km), NE (10.404 km), CO (3.992 km), SE (10.221 km) e S (8.161 km)

Exploração e produção de

petróleo e GN

- 260 unidades produ�vas (UPs) de exploração e produção de petróleo e gás natural iniciarão sua produção de recursos convencionais ao longo do decênio - UPs onshore nas regiões N, NE e SE. - UPs offshore estão concentradas no SE, com ocorrência também no NE e N

Refinarias, UPGNs e Termi-

nais de GNL

- 1 refinaria no NE (PE), ampliação - 2 terminais de regaseificação, no NE e no SE (SE e RJ) - Não há UPGNs planejadas

Gasodutos

- 2 gasodutos, no NE e no SE (CE e RJ)

Etanol

- Expansão da produção de etanol em 49% no horizonte decenal, passando de 30 bilhões de litros (2018) para 44 bilhões de litros

(2027) - 20 usinas planejadas, 11 de cana-de-açúcar, 4 de milho e 5 flex (cana e milho) - Regiões Centro-Oeste, Oeste de Minas Gerais e, Noroeste do Paraná

Biodiesel

- 3 novas usinas e 3 usinas em ampliação (regiões NE, CO e S)



Tabela25.ProjeçãodaMatrizEnergéticaem2027

FO

NTE

S DE EN

ERGIA PRIM

ÁRIA

FO

NTE

S DE EN

ERGIA SEC

UNDÁRIA

CONSO

LIDA-

DO - 2027

(10³tep)

PET

RÓ

-LE

O

GÁS

NA

TU-

RA

L

CA

R-

VÃO

VA

-P

OR

CA

R-

VÃO

MET

A-

LÚR

GIC

O

UR

Â-

NIO

U3O8

ENER

-GIA

HI-

DR

ÁU

LIC

A

LEN

HA

PR

O-

DUTOS

DA

CANA

OU

-TRAS

FONTES

PR

IMÁ

-R

IAS

ENER

GIA

PRIM

Á-

RIA

TOTA

L

ÓLEO

DIESEL

ÓLEO

CO

M-

BU

STI

VEL

GA

SO-

LIN

A

GLP

N

AF-

TA

QU

E-R

OSE

NE

GÁS

DE

CO

-Q

UER

IA

CO

-QUE

DE

CA

R-

VÃO

MIN

E-R

AL

UR

Â-

NIO

CO

N-

TID

O

NO

UO2

ELET

RI-

CID

AD

E

CA

R-

VÃO

VE-

GET

AL

ETA

-N

OL

AN

I-DRO E

HI-

DR

ATA

DO

OU

-TRAS

SE-

CU

ND

ÁR

IAS

DE

PE-

TRÓ

LEO

PR

O-

DU

TOS NÃO

ENER

-G

ÉTIC

OS DE

PE-

TRÓ

LEO

AL- CA TR ÃO

ENER

-GIA

SECUN-

DÁRIA

TOTA

L

TO TA L

PRODUÇÃO

261.458

69.625

3.342

0 6.877

45.193

24.439

71.121

33.116

515.171

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

515.171

IM

PORTAÇÃO

6.663

9.065

5.464

10.644

0

0

0

0

0

31.836

11.488

0

2.895

705

5.194

3.090

0

1.433

0

1.569

0

951

1.265

64

0

28.654

60.490

VARIAÇÃO DE

ESTOQUES

0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

OFERTA TOTAL

268.121

78.689

8.807

10.644

6.877

45.193

24.439

71.121

33.116

547.007

11.488

0

2.895

705

5.194

3.090

0 1.433

0 1.569

0 951

1.265

64

0 28.654

575.661

EXPORTAÇÃO

-165.749

0

0

0

0

0

0

0

0

-165.749

-1.261

-7.072

-1

0

-10

-4.518

0

0

0

0

0

0 -382

0

0

-13.244

-178.993

NÃO-APROVEITADA

0 -2.384

0

0 0

0 0

0 0

-2.384

0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 -2.384

REINJEÇÃO

0 -26.928

0 0

0 0

0 0

0 -26.928

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

-26.928

OFERTA INTERNA

BRUTA

102.373

49.377

8.807

10.644

6.877

45.193

24.439

71.121

33.116

351.946

10.228

-7.072

2.893

706

5.183

-1.428

0 1.433

0 1.569

0 951

882

64

0 15.410

367.356

TOTAL TRANSFORMA-

ÇÃO

-102.373

-25.180

-4.618

-10.644

-6.877

-45.193

-8.352

-31.561

-22.334

-257.131

51.574

11.073

20.354

8.899

1.583

5.731

1.799

8.318

0 74.881

4.059

20.907

11.142

6.119

325

226.764

-30.367

REFINARIAS DE

PETRÓLEO

-102.373

0

0 0

0 0

0 0

-3.175

-105.547

43.302

11.411

19.441

4.612

4.914

5.731

0 0

0 0

0 0

10.182

5.487

0 105.080

-467

PLANTAS DE GAS

NATURAL

0 -7.707

0

0 0

0 0

0 975

-6.733

0

0 0

4.171

0 0

0 0

0 0

0 0

0 632

0 4.803

-1.929

USINAS DE GASEIFI-

CAÇÃO

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0

COQUERIAS

0 0

0 -10.644

0 0

0 0

0 -10.644

0 0

0 0

0 0

2.282

8.318

0 0

0 0

-784

0

337

10.153

-491

CICLO DO COMBUS-

TÍVEL NUCLEAR

0 0

0 0

-6.877

0

0 0

0 -6.877

0

0 0

0 0

0 0

0 6.774

0 0

0 0

0 0

6.774

-103

CENTRAIS ELÉTRICAS

DE SERVIÇO PÚBLICO

0 -9.321

-4.367

0

0 -44.814

-351

-6.366

-9.749

-74.967

1.124

0 0

0 0

0 0

0 -

6.774

66.873

0

0 0

0 0

61.223

-13.745

CENTRAIS ELÉTRICAS

AUTOPRODUTORAS

0 -5.951

-251

0

0 -379

-342

-3.253

-5.819

-15.995

-621

-338

0

0 0

0 -483

0

0 8.008

0 0

-482

0

-12

6.072

-9.923

CARVOARIAS

0 0

0 0

0 0

-7.659

0

0 -7.659

0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 4.059

0 0

0 0

4.059

-3.600

DESTILARIAS

0 0

0 0

0 0

0 -21.942

0 -21.942

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 21.909

0

0 0

21.909

-33

OUTRAS TRANSFOR-

MAÇÕES

0

-2.200

0

0 0

0 0

0 -4.567

-6.767

7.769

0 913

116

-3.331

0 0

0 0

0 0

-1.002

2.226

0 0

6.691

-75

PERDAS NA DISTRIBUI-

ÇÃO E ARMAZENAGEM

0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

-11.693

0 0

0 0

0 -11.693

-11.693

CONSUMO FINAL

0 24.198

4.189

0 0

0 16.087

39.560

10.781

94.815

61.802

4.001

23.247

9.605

6.766

4.303

1.799

9.752

0 64.756

4.059

21.858

12.024

6.183

325

230.480

325.296

CONSUMO FINAL

NÃO ENERGÉTICO

0 3.126

0 0

0 0

0 0

0 3.126

0 0

0 0

6.766

2 0

0 0

0 0

687

511

6.183

209

14.359

17.485

CONSUMO FINAL

ENERGÉTICO

0 21.071

4.189

0 0

0 16.087

39.560

10.781

91.689

61.802

4.001

23.247

9.605

0 4.301

1.799

9.752

0 64.756

4.059

21.170

11.513

0

115

216.122

307.811

SETOR ENERGÉTICO

0 7.603

0 0

0 0

0 19.422

0

27.025

1.271

253

0 37

0

0 300

0 0

6.151

0 0

3.831

0 0

11.844

38.868

RESIDENCIAL

0 667

0 0

0 0

4.937

0 0

5.604

0 0

0 7.777

0 0

0 0

0 17.037

376

0 0

0 0

25.190

30.793

COMERCIAL

0 376

0 0

0 0

95

0 0

471

15

35

0 340

0 0

0 0

0 11.215

90

0

0 0

0 11.695

12.167

PÚBLICO

0

40

0 0

0 0

0 0

0 40

34

26

0

217

0 0

0 0

0 4.176

0 0

0 0

0 4.454

4.494

AGROPECUÁRIO

0

0 0

0 0

0 2.143

0 0

2.143

7.378

11

0 4

0 0

0 0

0 3.140

8 17

0

0 0

10.558

12.701

TRANSPORTES

0 1.843

0 0

0 0

0 0

0 1.843

51.653

1.296

23.247

0

0 4.300

0 0

0 278

0 21.153

0

0 0

101.927

103.771

INDUSTRIAL

0 10.541

4.189

0 0

0 8.913

20.139

10.781

54.563

1.451

2.379

0 1.230

0 1

1.499

9.752

0 22.759

3.585

0 7.682

0 115

50.454

105.017

Documents

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