Rio de Janeiro, 29 de abril de 2009 Gelson Baptista Serva Diretor de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis Empresa de Pesquisa Energética - EPE PLANO

Rio de Janeiro, 29 de abril de 2009

Gelson Baptista ServaDiretor de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis

Empresa de Pesquisa Energética - EPE

PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERGIA 2008/2017

Panorama da Oferta e Demanda de Energia para a Região Norte

1. DEMANDA DE ENERGIA1. DEMANDA DE ENERGIA1.1. DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA1.1. DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA1.2. DEMANDA DE COMBUSTÍVEIS1.2. DEMANDA DE COMBUSTÍVEIS

2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA2.1. GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA2.1. GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA2.2. TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA2.2. TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

3. OFERTA DE COMBUSTÍVEIS3. OFERTA DE COMBUSTÍVEIS3.1. RESERVAS E PRODUÇÃO DE PETÓLEO E GÁS NATURAL3.1. RESERVAS E PRODUÇÃO DE PETÓLEO E GÁS NATURAL3.2. OFERTA DE DERIVADOS DE PETRÓLEO3.2. OFERTA DE DERIVADOS DE PETRÓLEO3.3. OFERTA DE GÁS NATURAL3.3. OFERTA DE GÁS NATURAL3.4. OFERTA DE BIOCOMBUSTÍVEIS3.4. OFERTA DE BIOCOMBUSTÍVEIS

Análise do Ano Base (2006)Contexto Econômico eDemanda de Energia

Projeções Preliminares da Demanda

Revisão do Cenário Econômico de

Referência

Revisão das Premissas Demográficas e

Setoriais

Projeções Finais da Demanda

Estudos da Oferta

Estudos da Demanda de Longo Prazo(PNE 2030)

(2007)

VISÃO GERAL DA ABORDAGEM DOS ESTUDOS DE DEMANDA

(médias anuais por período)

DISCRIMINAÇÃO 2003-2007 2008-2017

Taxa de poupança (% PIB) 17,3 19,8

Crescimento da PTF (% a.a.)(1) 1,5 1,7

Preço do petróleo (US$/barril)(2) 49,4 85,1

Crescimento da economia mundial (% a.a.) 4,6 4,3

TAXA DE INVESTIMENTO(3) VERSUS TAXA DE CRESCIMENTO DO PIB

Taxa de investimento total (% PIB) 16,7 19,8

Taxa de investimento público (% PIB) 3,2 3,4

Taxa de crescimento do PIB (% a.a.)(4) 3,9 4,9

PRINCIPAIS VARIÁVEIS DO DESEMPENHO DO SETOR PÚBLICO

Superávit Primário (% PIB) 4,1 2,2

Superávit Nominal (% PIB) -3,2 -0,2

Dívida Líquida do Setor Público (% PIB) 47,8 26,8

EVOLUÇÃO DAS PRINCIPAIS VARIÁVEIS DO SETOR EXTERNO (US$ bilhões)

Exportações 117,3 241,8

Importações 79,3 229,0

Balança Comercial 37,9 12,8

Investimento Externo Direto (IED) 19,4 30,5

Saldo em Transações Correntes (% PIB) 0,4 -1,3

(1) Produtividade Total dos Fatores.

(4) Crescimento do PIB de 4% em 2009 e de 5% ao ano, em média, no período 2010-2017.

(3) Médias das taxas de investimento a preços correntes.

Notas:

(2) Preço médio do petróleo tipo Brent (US$/barril).

CENÁRIO MACROECONÔMICOPRINCIPAIS PARÂMETROS MACROECONÔMICOS

CRESCIMENTO DA POPULAÇÃO NA REGIÃO NORTE

14,2 milhões (2007)

16,8 milhões (2007)

51,9

71,0

93,1

118,6

146,6

171,3

188,6197,3

204,1

0

50

100

150

200

250

1950 1960 1970 1980 1990 2000 2007 2012 2017

106

hab

itan

tes

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

% a

o a

no

Taxa de crescimento da população (%)

CENÁRIO DEMOGRÁFICO (*)

(*) Valores atualizados em dezembro/2008, conforme dados do IBGE.

1,7% a.a.

1,2% a.a.

(2007-2017)




0

50

100

150

200

250

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

PopulaçãoNCR

100

120

140

160

180

200

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

kWh/mês milhões

Consumo médio residencial (*)

(por consumidor)

Número de consumidores residenciais (NCR)

(versus População)

147

(*) Projeção resultante de modelo de demanda por uso final.

Racionamento

146

178

2,2%

a.a.

179 204

26

69

MÉDIA ANUAL DE LIGAÇÕES

2003-2007 1,7 milhão

2008-2017 1,6 milhão

1,2%

a.a.

2,7%

a.a.

152

190

54

1,5%

a.a.

4,1% a.a.

INDICADORES DO MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICACONSUMO RESIDENCIAL

5,1

6,7

4,4 4,84,1

Residencial Industrial Comercial OutrasClasses

Total

% médio ao ano

Classe 2008 (*) 2012 2017

Residencial 94,3 115,7 147,4

Industrial 181,2 212,3 259,5

Comercial 61,1 79,4 109,4

Outras 56,4 67,1 83,0

Total 392,9 474,6 599,3

TWh

(*) Valores estimados, utilizados na elaboração das projeções.

CONSUMO DE ELETRICIDADE NA REDEPOR CLASSE DE CONSUMO

8,6

4,7 4,4 4,8

-17,2

5,2

Nor

te

Nor

dest

e

Sude

ste/

CO

Sul

Sist

emas

Isol

ados

Bra

sil

% médio ao ano

Nota: considera as interligações de Acre/Rondônia com o Sudeste/CO (2009) e dos sistemas isolada margem esquerda do Amazonas acom o subsistema Norte (2012).

Subsistema 2008 (*) 2012 2017

Norte 26,6 40,3 55,6

Nordeste 54,3 65,9 85,5

Sudeste/CO 236,6 288,1 357,7

Sul 67,3 79,8 99,0

SIN 384,7 474,1 597,8

Sistemas Isolados 8,3 0,5 1,5

Brasil 392,9 474,6 599,3

TWh

CONSUMO DE ELETRICIDADE NA REDEPOR SUBSISTEMA ELÉTRICO

59,6%

0,3%

14,3%9,3%16,5%

6,8% 13,8%

60,2%

17,1%

2,1%

Norte Nordeste Sudeste/CO

Sul Isolados

CONSUMO FINAL NA REDEEVOLUÇÃO DA ESTRUTURA POR SUBSISTEMA

1931,9

53,19,4

14,6

23,7

12,9

16,1

23,5

2008 2012 2017

Outros Setores

Sucroalcooleiro

Siderurgia, Celulose e Petroquímica

TWh

41,3

62,7

100,3

21,4

37,6

AUTOPRODUÇÃO DE ELETRICIDADE (*)

(*) Autoprodução: geração de energia elétrica no próprio sítio da unidade consumidora, sem utilização da

rede do sistema elétrico (rede de transmissão e/ou distribuição).

Elaboração EPE, com base em dados da IEA

Dados relativos ao ano de 2006

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000

US$ [2000]/hab

kWh/h

abConsumo de eletricidade e PIB per capita

BRASIL

Jamaica

Cazaquistão Chile

Argentina

BRASIL 2017

Portugal

GréciaItália

Reino UnidoAlemanha

Japão

Canadá

EUA

Uruguai

África do Sul

Rússia

CONSUMO DE ELETRICIDADECOMPARAÇÃO ENTRE PAÍSES




0

5

10

15

20

25

30

35

40

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%Flex

Álcool

Gasolina

% Flex

106 veículos % veículos flex

30%

74%

Venda média anual de veículos leves de 2008 a 2017: cerca de 3 milhões (Venda em 2008: 2,7 milhões)

Taxa média anual prevista de crescimento da frota de veículos leves: 4,8%

Participação do motor flex-fuel nas vendas de automóveis de passeio de 93,5%

VEÍCULOS LEVES CICLO OTTOPERFIL DA FROTA POR COMBUSTÍVEL

No total veículos:

2008 23,2 milhões

2017 37,1 milhões

0

10

20

30

40

50

60

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Gasolina pura

Álcool Anidro

Álcool Hidratado

106 m³

16,2% a.a.

-2,7% a.a.

-3,5% a.a.

VEÍCULOS LEVES CICLO OTTODEMANDA DE COMBUSTÍVEIS LÍQUIDOS

1,1(3%)

41,9(97%)

Diesel Biodiesel

3,5(5%)

64,6(95%)

Diesel Biodiesel

2008 2017

Associado ao crescimento do PIB

Concentração do transporte público (ônibus urbanos e interurbanos) e do transporte

de carga (caminhões) no modal rodoviário

CONSUMO FINAL ENERGÉTICO DE DIESEL/BIODIESEL (106 m3) (*)

5,2% a.a.Total

43,0 (106 m³)

Total

68,1 (106 m³)

(*) não inclui consumo do setor energético

7,1(65%)

4,2(52%)

3,6(33%)

3,6(45%)

0,2(2%)

0,2(3%)

2008 2017

Industrial Transportes Outros

3,5% a.a.

Total: 8,1

(106 m³)

CONSUMO FINAL ENERGÉTICO DE ÓLEO COMBUSTÍVEL (106 m³)

Total: 11,0

(106 m³)


o crescimento do mercado de

óleo combustível deverá ocorrer

por não se prever a continuidade

do deslocamento deste pelo gás

natural,

devido às novas condições

competitivas e à estabilização das

redes de distribuição de gás

canalizado

4,85,4

4,84,1

7,6

Indu

stri

al

Tran

spor

tes

Resi

denc

ial

Com

erci

al

Tota

l

% ao ano

26,2

40,1

7,7

11,1

1,4

2,6

2008 2017

Industrial Transportes Outros

4,8% a.a.

Total: 35,4

(106 m³/dia)

Total: 53,9

(106 m³/dia)

Crescimento anual do gás natural inferior ao histórico recente

CONSUMO FINAL ENERGÉTICO DE GÁS NATURAL (106 m³/dia) (*)


4,97,8

12,3

15,1

12,0

8,2

2008 2017

QAV GLP Outros

Legenda

QAV: Querosene de Aviação

GLP: Gás Liquefeito de Petróleo

Outros secundários de Petróleo: Gás de refinaria, coque e outros.

4,3% a.a.

2,3% a.a.

5,2% a.a.

QAV demanda altamente relacionada com o

crescimento econômico

GLP demanda guiada pelo crescimento de

domicílios

deslocamento pela entrada do gás natural

Outros acompanham o crescimento previsto para o

setor industrial

CONSUMO FINAL ENERGÉTICO DE QAV, GLP E OUTROS SECUNDÁRIOS DE PETRÓLEO (106 m³) (*)



RESULTADOS CONSOLIDADOSRESULTADOS CONSOLIDADOS



Derivados de Petróleo 36,5%

Outros Energéticos

12,2%

Gás Natural 6,2%

Eletricidade 20,6%

Fontes Renováveis

24,6%

Derivados de Petróleo

40,5%

Eletricidade19,1%

Outros Energéticos

11,6%

Gás Natural6,0%

Fontes Renováveis

22,8%

ESTRUTURA DO CONSUMO FINAL ENERGÉTICO (*)

POR FONTE (%)


2008

2017

CONSUMO FINAL ENERGÉTICO (*)

POR FONTE

Energéticos 2008 2012 2017 2008-2017

Derivados de Petróleo

76,2 84,5 102,4 26,2

Gás Natural 11,4 15,2 17,3 5,9

Eletricidade 35,9 44,5 57,9 22,0

Lenha 16,4 16,5 16,6 0,1

Bagaço de cana 15,9 18,7 22,2 6,3

Álcool 9,7 18,0 27,2 17,5

Biodiesel 1,0 2,3 3,0 2,0

Outros 21,9 26,1 34,1 12,2

Total 188,4 225,8 280,6 92,2

106 tep


Elaboração EPE, com base em dados da IEA

Dados relativos ao ano de 2006

CONSUMO DE ENERGIACOMPARAÇÃO ENTRE PAÍSES

0

1

2

3

4

5

6

7

0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000

US$ [2000]/hab

tep/

hab

Consumo de energia e PIB per capita

BRASILJamaica

Cazaquistão

ChileArgentin

a

BRASIL 2017

Portugal

Grécia

Itália

Reino Unido

AlemanhaJapão

Canadá

EUA

Uruguai

África do Sul

Rússia







- CRITÉRIOS, DIRETRIZES E PREMISSAS

- EXPANSÃO DA GERAÇÃO E DAS INTERLIGAÇÕES

- RISCOS DE DÉFICIT E CMOS

- ANÁLISE DO ATENDIMENTO À DEMANDA MÁXIMA

- ANÁLISE SOCIOAMBIETAL

- ANÁLISES DE SENSIBILIDADE

- ESTIMATIVA DE INVESTIMENTOS

- CONSTATAÇÕES PRINCIPAIS

Critérios estabelecidos pelo CNPE:

Busca do “ótimo econômico”:

Custo marginal de expansão (CME) = Custo marginal de operação (CMO)

Obs.: CME = R$ 146/MWh, com base nos preços dos novos empreendimentos hidrelétricos e termelétricos dos leilões

em 2008.

Riscos de déficit de mercado menores ou iguais a 5%

(garantia de suprimento)

Foram selecionadas as obras consideradas como sócio- ambientalmente viáveis e prazos necessários aos desenvolvimentos dos projetos.

CRITÉRIOS

UHEPCH

EÓLICABIOMASSA

NUCLEARUTE

REPOTEN-CIAÇÃO

COGERAÇÃO/OUTROS

Estudos de Inventário e Viabilidade

Projetos Estruturantes/ Estratégicos

Programa de Incentivos às Fontes Alternativas

Projetos em desenvolvimento por Agentes de Geração

FONTES DE GERAÇÃO

EXPANSÃO DA GERAÇÃOPOTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW)

2009

H CORUMBÁ III 94H FOZ DO RIO CLARO 68H SÃO SALVADOR 243H BARRA DO BRAÚNA 39H BAGUARI 140T GOIÂNIA 2 (BR) 140T DO ATLÂNTICO 490FA LEILÃO RESERVA 230FA PCT e PCH dos LEN 617FA PCH EXP. 284FA PROINFA 416

LEGENDA:H = hidrelétricaT = termelétricaFA = fonte alternativaIndicativa

H MONJOLINHO 67H 14 DE JULHO 100T CISFRAMA 4FA PCH EXP. 113FA PROINFA 253FA PCT e PCH dos LEN 2

T TERMOMANAUS 142T CAMAÇARI POLO DE APOIO I 148T CAMAÇARI MURICY I 148T PAU FERRO I 94T POTIGUAR 53T POTIGUAR III 66FA PCH EXP. 25FA PROINFA 539

H RONDON 2 74FA PCH EXP. 127

2010


H ESTREITO (Toc.) 815/1087T TOCANTINÓPOLIS 165T NOVA OLINDA 165FA PCH EXP. 128

T CAMPINA GRANDE 164T GLOBAL 1 140T GLOBAL 2 148T ITAPEBI 138T MONTE PASCOAL 138T TERMONORDESTE 171T TERMOPARAÍBA 171T MARACANAÚ 1 162FA PCH EXP. 7FA PROINFA 152FA LEILÃO RESERVA 30FA PCT e PCH dos LEN 39

H PASSO SÃO JOÃO 77H SÃO JOSÉ 51H FOZ DO CHAPECÓ 855H SALTO PILÃO 182T CANDIOTA 3 350T XANXERÊ 30FA PCH EXP. 235FA PROINFA 98FA FONTE ALT. IND. 60FA PCT e PCH dos LEN 40

H SERRA DO FACÃO 212H BARRA DOS COQUEIROS 90H CAÇÚ 65H RETIRO BAIXO 82H SALTO 108H SALTO DO RIO VERDINHO 93H BATALHA 53H DARDANELOS 261T PALMEIRAS DE GOIÁS 174T VIANA 171FA PCH EXP. 613FA PCT e PCH dos LEN 92FA PROINFA 202FA LEILÃO RESERVA 2116


2011 T MPX 700T MC2 CATU 176T MC2 CAMAÇARI 1 176T MC2 DIAS DÁVILA 1 176T MC2 DIAS DÁVILA 2 176T MC2 SENHOR DO BONFIM 176T MC2 FEIRA DE SANTANA 176T JOSÉ DE ALENCAR 300T PERNAMBUCO 4 201T SANTA RITA DE CÁSSIA 175



H SIMPLÍCIO 306T LINHARES 204FA PCH EXP. 80

FA FONTE ALT. IND. 27

H MAUÁ 350FA PCH EXP. 7

FA FONTE ALT. IND. 27

FA PCH EXP. 14

2012

T SUAPE II 356T MARACANAÚ II 70

H SANTO ANTÔNIO 3150T TERMOMARANHÃO 350



H SÃO DOMINGOS 48H BAÚ I 110FA PCH EXP. 30

2013 T MC2 CAMAÇARI 2 176T MC2 CAMAÇARI 3 176T MC2 GOV MANGABEIRA 176T MC2 MACAÍBA 400T MC2 MESSIAS 176T MC2 N. S. DO SOCORRO 176T MC2 PECÉM 2 350T MC2 RIO LARGO 176T MC2 ST. ANTÔNIO DE JESUS 176T MC2 SAPEAÇÚ 176T MC2 SUAPE 2B 350T PERNAMBUCO 3 201T PORTO DO PECÉM 2 360T TERMOPOWER 5 201T TERMOPOWER 6 201

H JIRAU 3300



T CACIMBAES 127T CAUHYRA I 148T ESCOLHA 338T ICONHA 184T MC2 JOÃO NEIVA 330T MC2 JOINVILLE 330T MC2 NOVA VENECIA 2 176T PARAÚNA 114FA FONTE ALT. IND. 285

H BAIXO IGUACÚ 350H TIJUCO ALTO 129FA FONTE ALT. IND. 129

2014



H ITAGUAÇÚ 130H TORICOEJO 76H BARRA DO POMBA 80H CAMBUCI 50H JURUENA 46T ANGRA 3 1350FA FONTE ALT. IND. 482

H PAI QUERÊ 292H GARIBALDI 150FA FONTE ALT. IND. 351

H RIBEIRO GONÇALVES 113H CASTELHANO 64H CACHOEIRA 63H ESTREITO (Parnaíba) 56FA FONTE ALT. IND. 21

H BELO MONTE COMP 181FA FONTE ALT. IND. 21

2015



H SÃO MIGUEL 65H MIRADOR 80H ÁGUA LIMPA 320H CACHOEIRÃO 64FA FONTE ALT. IND. 160

H URUÇUÍ 134H RIACHO SECO 240

T UTE IND. 900FA FONTE ALT. IND. 160

H SANTO ANTÔNIO JARI 167H BELO MONTE 4950/11000H SINOP 461H COLIDER 342H SÃO MANOEL 746H FOZ APIACÁS 275

2016



H MARABÁ 1080/2160H TELES PIRES 1820H SÃO LUIZ TAPAJÓS 2339/6042H TABAJARA 350

H SÃO ROQUE 214FA FONTE ALT. IND. 160 H NOVO ACORDO 160

H MARANHÃO BAIXO 125H BURITI QUEIMADO 142FA FONTE ALT. IND. 160

2017



H PORTO GALEANO 139H TORIXORÉU 408H COUTO MAGALHÃES 150H PORTEIRAS 2 86

H TELÊMACO BORBA 120H SALTO GRANDE CHOPIM 53H VOLTA GRANDE CHOPIM 55H PARANHOS 63H ITAPIRANGA 181/725

H SERRA QUEBRADA 668/1328

RESULTADOS DAS SIMULAÇÕES

Risco Anual de Déficit (%)

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

SE/CO S NE N/Man

020406080

100120140160

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

SE/CO S NE N/Man

CMOs médios anuais (R$/MWh)

146 R$/MWh

ACRÉSCIMO DE CAPACIDADE INSTALADA ANUAL POR FONTE (MW)

Dos 57 GW, 38 GW são indicativos.

Desta expansão indicativa, apenas 2,5% são de UTE movidas a combustível fóssil.

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 TOTALHIDRO 43 924 1 984 1 733 985 2 461 1 986 5 397 7 342 6 536 29 393PCH - 1 207 1 103 155 30 414 875 - - - 3 783NUCLEAR - - - - - - 1 350 - - - 1 350ÓLEO COMBUSTÍVEL - 799 1 732 1 440 426 3 618 - - - - 8 014GÁS NATURAL 1 520 - 216 496 1 579 1 677 - - - - 5 487ÓLEO DIESEL - 1 024 174 - - - - - - - 1 198CARVÃO MINERAL - - 350 700 350 360 - - - - 1 760BIOMASSA 20 655 2 360 59 0 114 - - - - 3 208EÓLICA - 771 378 - - - - - - - 1 149FA INDICATIVA - - - - - - - 320 320 - 640OUTROS - 490 - - - - - 900 - - 1 390TOTAL 1 583 5 869 8 298 4 582 3 370 8 644 4 211 6 617 7 662 6 536 57 372

EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA POR FONTE (MW)

-

20 000

40 000

60 000

80 000

100 000

120 000

140 000

160 000 2

00

8

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

CARVÃOMINERALÓLEO DIESEL

ÓLEOCOMBUSTÍVELGÁS NATURAL

OUTROS

NUCLEAR

FA INDICATIVA

EÓLICA

BIOMASSA

PCH

HIDRO

10

0 8

33

15

4 7

96

EVOLUÇÃO DA PARTICIPAÇÃO DAS FONTES DE GERAÇÃO

MAI/2008 DEZ/2017

Fontes Renováveis: 87%

Hidrelétricas = 82%Fontes Alternativas = 5%

ÓLEO COMBUSTÍVEL

0,9%

ÓLEO DIESEL1,1%

CARVÃO MINERAL

1,4%

EÓLICA0,3%

BIOMASSA1,0%

HIDRO81,9% GÁS NATURAL

6,8%

VAPOR0,3%

PCH4,0%

NUCLEAR2,0%

GÁS DE PROCESSO

0,2%

Fontes Renováveis: 80 %

Hidrelétricas = 71%

Fontes Alternativas = 9%

Participação das Fontes de Geração - Dez/2017

UTE INDICATIVA

0,6%

BIOMASSA2,7%

PCH5,0%

GÁS DE PROCESSO

0,4%NUCLEAR

2,2%

FA INDICATIVA0,4%

HIDRO70,9%

VAPOR0,2%

GÁS NATURAL7,9%

CARVÃO MINERAL

2,1%

ÓLEO COMBUSTÍVEL

5,7%

ÓLEO DIESEL1,0%

EÓLICA0,9%

SUL17%

NORTE11%

NORDESTE13%

SUDESTE / CO59%

59.472 MW

16.779 MW 13.335 MW

11.246 MW

EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA DA GERAÇÃOVALORES GLOBAIS PARA O SIN

MAI/2008 DEZ/2017

SUL15%

NORDESTE15%

SUDESTE / CO49%

NORTE21%

75.267 MW

23.030 MW

23.626 MW

32.873 MW

101 GW 155 GW

SUL16%

NORTE11%

NORDESTE13%

SUDESTE / CO60%

48.252 MW

12.868 MW 10.854 MW

9.024 MW

EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA EM HIDROELETRICIDADE

81 GWMAI/2008 DEZ/2017

110 GW

NORTE27%

SUDESTE / CO48%

NORDESTE10%

SUL15%

52.385 MW

16.200 MW

11.524 MW

29.664 MW

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Mt.

CO

2 e

q.

Óleo Combustível Gás NaturalÓleo Diesel Carvão MineralTOTAL

EMISSÃO DE GASES DE EFEITO ESTUFA (GEE)

Valor acumulado no período decenal

Termelétricas: 296 Mt CO2eq

Valor acumulado no período decenal

Termelétricas: 296 Mt CO2eq 39 MtCO2eq.)

Configuração dos Subsistemas e Interligações:

DIRETRIZES E PREMISSAS

IT

S

AC/RO/MD NE

BM

TP

SE/CO

N/Man/AP

IT

S

AC/RO/MD NE

BM

TP

SE/CO

N/Man/APIMP

IV Interligação Existente

Expansão Licitada

Expansão Planejada

LEGENDASE/CO: Sudeste/Centro-OesteS: SulNE: NordesteN/Man: Norte/Manaus/MacapáIV: IvaiporãIT: ItaipuTP: TapajósIMP: ImperatrizBM: Belo MonteAC/RO/MD: Acre/Rondônia/Madeira

Análise de Curto-Circuito

Limites de Intercâmbio nas Interligações

Análise de Fluxo de Potência

Análise de Confiabilidade

Análise de Desempenho Dinâmico

Estimativa de Investimentos

Estimativa da TUST

ESTUDOS REALIZADOS

DESENVOLVIMENTO DOS ESTUDOS DE TRANSMISSÃO

EXPANSÃO DAS INTERLIGAÇÕES

IT

S

AC/RO/MD NE

BM

TP

SE/CO

N/ Man /AP

IT

S

AC/RO/MD NE

BM

TP

SE/CO

N/ Man /APIMP

IV

2780 MW

ANO: 2012

Interligação Existente

Expansão Licitada

Expansão Planejada

750 MW

Aumento da capacidade de exportação do Nordeste considerando o potencial contratado no LEN 2008

Início da motorização da primeira usina do rio Madeira

Alternativa em corrente contínua

Leilão realizado em

26.11.2008

Alternativa em corrente contínua

Leilão realizado em

26.11.2008

500 kV

230 kV

+600 kV

Distância entre faixas:10 km

440 kV

Araraquara 500 kV

Atibaia N. Iguaçu

345 kV

250 km

350 km

3 x 1250440 kV 138 kV

Jauru

Jirau 3.300MW

S.Antônio

3.150MW

Coletora Porto Velho

Rio Branco

Ribeirãozinho

Samuel

Pimenta Bueno

Vilhena

Cuiabá

Itumbiara

Jiparaná

Ariquemes

Rio Verde

Back-to-back 2x400MW

2 x 3150 MW

- 2375 km

Trindade

305 km 160 km

30km

41km

150km

118km

160km

354km

335km

360km

242km 200km

165km

INTEGRAÇÃO DAS USINAS DO RIO MADEIRA

Interligação Tucuruí – Macapá - ManausTotal de 1472 km em LT 500 kV circuito duplo e

339 km LT 230 kV circuito duplo

LT Jurupari-Laranjal 230 kV CD 95 kmLT Laranjal - Macapá 230 kV CD 244 km

Total 339 km 2012(leilão 004/2008)

LT Xingu-Jurupari 500 kV CD 257 km – 2012

(leilão 004/2008)

LT Itacoatiara-Cariri 500 kV CD211 km – 2012

(leilão 004/2008)

LT Oriximiná-Itacoatiara 500 kV CD370 km – 2012

(leilão 004/2008)

LT Jurupari-Oriximiná 500 kV CD 370 km – 2012

(leilão 004/2008)

LT Tucurui-Xingu 500 kV CD264 km – 2012

(leilão 004/2008)

Empreendimentos Recomendados para Licitações em 2008 - NorteEMPREENDIMENTOS RECOMENDADOS PARA LICITAÇÃO EM 2008 - NORTE


IT

S

AC/RO/MD NE

BM

TP

SE/CO

N/ Man /AP

IT

S

AC/RO/MD NE

BM

TP

SE/CO

N/ Man /APIMP

IV

ANO: 2014

3100 MW

1650 MW

2600 MW

1100 MW

1000 MW


Expansão Licitada

Expansão Planejada

Ampliação da capacidade de recebimento da região Norte

Aumento da capacidade de intercâmbio

Ampliação da interligação Norte-Sul

Continuação da motorização das usinas do Rio Madeira

Ampliação da capacidade de escoamento de energia do Norte

LT Itacaiúnas – Carajás C3 230 kV - 110 km - 2010

LT P. Dutra – Miranda C3 500 kV 195 km - 2012

LT S. Luís II – S. Luís III C2 230 kV 39 km - 2012

LT P. Dutra – Açailândia C2 500 kV 416 km - 2011

Total de:611 km de LT em 500 kV149 km de LT em 230 kV

Empreendimentos Recomendados para Licitações Futuras - NorteEMPREENDIMENTOS RECOMENDADOS PARA LICITAÇÕES FUTURAS - NORTE


IT

S

AC/RO/MD NE

BM

TP

SE/CO

N/ Man /AP

IT

S

AC/RO/MD NE

BM

TP

SE/CO

N/ Man /APIMP

IVANO: 2015

2600 MW

1500 MW


Expansão Licitada

Expansão Planejada

Início da motorização das usinas do rio Teles Pires

Início da motorização de Belo Monte

ColinasNORDESTE

Belo Monte

Serra da Mesa

Imperatriz

Miracema

Gurupi

Tucurui Marabá

Xingu

Itacaiaunas

5 km

Estreito

350 km

200 km

2100 kmReferencial

Nova IguaçuAtibaiaAraraquara

MANAUS

- Sistema Referencial- Entrada da usina: a partir de

2015

- Sistema Referencial- Entrada da usina: a partir de

2015

INTEGRAÇÃO DA UHE BELO MONTE (EM ESTUDO)

210 km325 km 560 km

ITUMBIARA

Teles Pires - 1820 MW

Janeiro 2016

Sinop 230 kV

SE Ribeirãozinho 500 kV

SE Coletora Norte 500 kV(Paranaita?Alta

Floresta?)

SE Coletora Sinop 500 kV

SE Seccionadora(Paranatinga?)

500 kV

300 km

400 km

310 km

São Manoel 746 MW

Janeiro 2015

Colider – 342 MW Janeiro 2015

Foz do Apiacás 275 MW

Janeiro 2015

Sinop – 461 MW Janeiro 2015

100 km

85 km

45 km

-Sistema Referencial-Entrada das usinas: a partir de janeiro/2015

-Sistema Referencial-Entrada das usinas: a partir de janeiro/2015

INTEGRAÇÃO DAS USINAS DA BACIA DO TELES PIRES (EM ESTUDO)


IT

S

AC/RO/MD NE

BM

TP

SE/CO

N/ Man /AP

IT

S

AC/RO/MD NE

BM

TP

SE/CO

N/ Man /APIMP

IV

1500 MW

ANO: 2016

1500 MW

1500 MW


Expansão Licitada

Expansão Planejada

Ampliação da interligação Norte-Sul para escoamento da geração de Belo Monte

Aumento da capacidade de intercâmbio

Continuação da motorização das usinas do rio Teles Pires


IT

S

AC/RO/MD NE

BM

TP

SE/CO

N/ Man /AP

IT

S

AC/RO/MD NE

BM

TP

SE/CO

N/ Man /APIMP

IV

1500 MW

ANO: 2017

2900 MW

1000 MW


Expansão Licitada

Expansão Planejada

Reforço necessário para escoar totalidade do subsistema Madeira, inclusive com a inclusão da usina Tabajara

Continuação da motorização das usinas do rio Teles Pires

Continuação da motorização de Belo Monte

Linhas de transmissão

Subestações 0

1

2

3

4

5

6

7

8

R$

Bilhões

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

R$

Bilhões

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Com fronteira Sem fronteira

ESTIMATIVA DE INVESTIMENTOS

+ 36 Mil Km = 123 Mil Km

ANÁLISE AMBIENTALDISTRIBUIÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO PELOS BIOMAS

Sistema planejadoSistema existente

ANÁLISE AMBIENTALDISTRIBUIÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO PELOS BIOMAS

Sistema planejado

AMAZÔNIA; 21,69

CAATINGA; 6,28CERRADO; 45,43

MATA ATLÂNTICA; 18,52

ECÓTONOS CERRADO-CAATINGA; 0,39

ECÓTONOS CERRADO-AMAZÔNIA; 3,07

COSTEIRO; 0,41

ECÓTONOS CAATINGA-

AMAZÔNIA; 1,55

CAMPOS SULINOS; 2,65

Mata Atlântica18,52%

EcótonosCerrado-

Amazônia3,07%

Ecótonos Cerrado-Caatinga

0,39%Costeiro

0,41%

Cerrado45,43%

Campos Sulinos2,65%

Caatinga6,28%

Amazônia21,69%

EcótonosCaatinga-Amazônia

1,55%

Cerrado26,75%

Campos Sulinos4,73% Caatinga

14,28%Amazônia

4,34%

Mata Atlântica45,78%

Ecótonos Cerrado-Caatinga

0,40%

EcótonosCerrado-

Amazônia1,14%

EcótonosCaatinga-Amazônia

2,11%Costeiro0,46%

Sistema existente

EMISSÃO DE GASES DE EFEITO ESTUFA (GEE)

Emissões líquidas no período 2008-2017Total de emissões evitadas: 52 Mt.CO2 eq.

Redução propiciada pela integração dos sistemas isolados de Manaus, Macapá e Acre-Rondônia

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

40,00

45,00

50,00

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Ano

Mt.

CO

2eq

Emissões Líquidas Emissões Evitadas

52 Mt CO² equival.18% das emissões totais







PRODUÇÃO DE PETRÓLEO

Classificação dos recursos petrolíferos (óleo e gás)

NÃO

DESCOBERTO

CONTINGENTE

RE

SE

RV

AR

EC

UR

SO

POSSÍVEL

PROVÁVEL

PROVADA

Volume estimado em possíveis jazidas a descobrir, com base dados e interpretações geológico-geofísicas

Volume de recurso já descoberto, ainda em fase de avaliação, sem comercialidade comprovada

Reserva Total = Volume recuperável de petróleo ou gás em jazidas já descobertas, de comprovada comercialidade, em três níveis de confiabilidade: provada, provável e possível


PREVISÃO DE PRODUÇÃO NACIONAL DE PETRÓLEO

0

1

2

3

4

5

2007 2009 2011 2013 2015 2017

ANO

MIL

HÕ

ES

DE

BA

RR

IS/D

IA

RT + RC + RNDRT + RC

RT


PREVISÃO DE PRODUÇÃO NACIONAL DE PETRÓLEO

0

1

2

3

4

5

2007 2009 2011 2013 2015 2017

ANO

MIL

HÕ

ES

DE

BA

RR

IS/D

IA

OUTRAS

PETROBRAS

RT/P = (RESERVA TOTAL) / (PRODUÇÃO ANUAL).INCLUI ACRÉSCIMOS PREVISTOS DE RECURSOS CONTINGENTES.

0

10

20

30

40

50

2008 2010 2012 2014 2016

ANO

DU

RA

ÇÃ

O D

A R

ES

ER

VA

:

( A

NO

S )

PETRÓLEO

GÁS

TUPICARIOCA

R/P ATUAL:ÓLEO: 18,8 ANOSGÁS : 18,2 ANOS

29,7

25,8 20,9

14,4

RAZÃO RESERVA / PRODUÇÃO (R/P)

NOVAS DESCOBERTAS DEVERÃO

REVERTER DECLÍNIO DA RESERVA TOTAL / PRODUÇÃO

Bacias Sedimentares, Produção de Petróleo e Concessões

8 Bacias Sedimentares na Região:

Acre, Solimões, Amazonas, Tacutu, Marajó, Parecis, Alto Tapajós e Bananal.

1 Bacia Sedimentar com produção de petróleo: Solimões.

Média de 25 mil bbl/dia para os próximos cinco anos, somente nos campos já

descobertos (PDE 2008-2017).

3 Bacias Sedimentares com concessões para atividades de E&P: Solimões,

Amazonas e Parecis.

Exploração prevista para os próximos sete anos, em até 36 Concessões (blocos),

para novas descobertas de petróleo e gás.

Investimentos exploratórios preliminares (pré-concessão), sob coordenação da

ANP, até 2012 na ordem de R$ 500 milhões, envolvendo levantamentos geofísicos,

geoquímicos e perfuração de poços.

Bacias Sedimentares, Produção de Petróleo e Concessões




EXPANSÃO DA OFERTAOFERTA TOTAL BRASIL: MALHA INTEGRADA (EXCLUI REGIÃO NORTE)

(58 Mm³/dia)Descobertos20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

180,0

Milh

ões

de m

³/dia

-

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Anos

Descobertos Importação Contingentes Recursos Não Descobertos

Não Descoberto(26 Mm³/dia)

(17 Mm³/dia)Contingentes

Bolívia: 30 Mm³/dia

GNL: 35 Mm³/dia

(65 Mm³/dia)

Capacidade de Importação

Térmicas

Bicombustíveis

BALANÇO DA OFERTA E DEMANDA DE GÁS NATURAL NO BRASIL

MALHA INTEGRADA (cenário referência)

Demanda Não-Termelétrica

Térmicas a Gás

Oferta Total

sem Recursos

Não Descobertos

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Anos

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Mil

hõ

es

m3/d

ia

Demanda Não-Termelétrica Térmicas a Gás Térmicas Bicombustíveis

Oferta Total Oferta S/Recursos Não Descobertos

Oferta Total

Térmicas

Bicombustíveis

Térmicas Indicativas

BALANÇO DA OFERTA E DEMANDA DE GÁS NATURAL NO BRASIL

Oferta Total

sem Recursos

Não Descobertos

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Anos

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Mil

hõ

es

m3 /

dia

Demanda Não-Termelétrica Térmicas a Gás Térmicas Indicativas

Térmicas Bicombustíveis Oferta Total Oferta S/Recursos Não-Descobertos

Demanda Não-Termelétrica

Térmicas a Gás

Oferta Total

(Cenário de sensibilidade com postergação de UHEs : 5,5 GW de novas Térmicas a Gás)

GASODUTO COARI - MANAUS

Tabela 1 – Ampliação do Sistema de Transporte – Região Norte

Diâmetro Extensão Capacidade Estado Gasoduto

Polegadas km Mil m³/ dia AM Coari - Manaus 20 383,0 10.500

Total 383,0

Previsão de conclusão em setembro de 2009

BALANÇO DA OFERTA E DEMANDA DE GÁS NATURAL – REGIÃO NORTE

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Anos

mil

m3/d

ia

Demanda Não-Térmelétrica Térmicas Gás Oferta Local




PRODUÇÃO DE PETRÓLEO x DEMANDA DE DERIVADOS

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Anos

mil

BP

D

Produção de petróleo Demanda de derivados

3629

2676

HIPÓTESES DE EVOLUÇÃO DO PARQUE DE REFINO

TRAJETÓRIA ITRAJETÓRIA I

• REFINARIA ABREU E LIMA REFINARIA ABREU E LIMA

200 mil bpd em 2011200 mil bpd em 2011

TRAJETÓRIA IITRAJETÓRIA II

ADICIONAL À TRAJETÓRIA I:ADICIONAL À TRAJETÓRIA I:

TRAJETÓRIA IIITRAJETÓRIA III

• REFINARIA PREMIUM I REFINARIA PREMIUM I

300 mil bpd em 2014 e 300 mil bpd em 2014 e


• AMPLIAÇÕES E NOVAS UNIDADES AMPLIAÇÕES E NOVAS UNIDADES

NO PARQUE ATUAL (2008 - 2012)NO PARQUE ATUAL (2008 - 2012)

• COMPERJ COMPERJ

150 mil bpd em 150 mil bpd em

20132013

• REFINARIA PREMIUM I REFINARIA PREMIUM I



• REFINARIA PREMIUM II REFINARIA PREMIUM II



ADICIONAL À TRAJETÓRIA I:ADICIONAL À TRAJETÓRIA I:

OFERTA E DEMANDA DE DERIVADOS

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

mil

bp

d

DEMANDA DE DERIVADOS

PRODUÇÃO MÁXIMADE DERIVADOSTRAJETÓRIA II

PRODUÇÃO MÁXIMADE DERIVADOSTRAJETÓRIA I

PRODUÇÃO MÁXIMADE DERIVADOS

TRAJETÓRIA III

600

700

800

900

1.000

1.100

1.200

1.300

1.400

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

mil

bp

d

TRAJETÓRIA II

TRAJETÓRIA III

TRAJETÓRIA I DEMANDA

PROJEÇÕES DO BALANÇO OFERTA X DEMANDA DE DERIVADOS

ÓLEO DIESELÓLEO DIESEL

50

70

90

110

130

150

170

190

210

230

250

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

mil

bp

d

TRAJETÓRIA II

TRAJETÓRIA III

TRAJETÓRIA I

DEMANDA


PRODUÇÃO X DEMANDA – QUEROSENE DE AVIAÇÃO PRODUÇÃO X DEMANDA – QUEROSENE DE AVIAÇÃO (QAV)(QAV)

100

150

200

250

300

350

400

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

mil

bp

d

TRAJETÓRIA II TRAJETÓRIA III

TRAJETÓRIA I

DEMANDA

ÓLEO COMBUSTÍVELÓLEO COMBUSTÍVEL


ÓLEO COMBUSTÍVELÓLEO COMBUSTÍVEL

REFINARIA DE MANAUS

BALANÇO DE PETRÓLEOPRODUÇÃO DE PETRÓLEO URUCU X CARGA PROCESSADA NA REMAN

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

m³/

d

Produção de Urucu Carga da Destilação da REMAN

Carga Processada pela REMAN - ANP 2006

Petróleo Carga (m³/d) %URUCU 4.851 86%CEARA MAR 503 9%BARRACUDA (P-34/P-43) 274 5%ESPIRITO SANTO 15 0%CABIUNAS MISTURA 13 0%Total 5.656 100%

REFINARIA DE MANAUS

Produção de Derivados (m³/d) 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017GLP 230 229 229 234 234 234 232 227 233 231 Nafta_DD 625 618 690 827 631 630 658 1.103 1.115 801 GA 476 475 474 476 476 476 476 476 475 474 QAV 38 32 98 213 78 DSLBR 2.622 2.627 2.572 2.478 2.636 2.637 2.602 2.363 2.875 2.858 OC 2.919 2.920 2.829 2.581 2.821 2.812 2.733 1.480 2.059 2.384 S 6.909 6.901 6.893 6.808 6.798 6.788 6.779 5.649 6.758 6.747

Manaus (m³/d) 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017GLP 482 498 512 527 542 557 572 587 602 616 GA 890 979 1.026 1.132 1.177 1.230 1.283 1.330 1.372 1.418 QAV 599 631 665 700 737 775 816 858 902 949 DSLBR 4.518 3.938 4.041 4.234 3.916 4.099 4.309 4.522 4.746 4.970 OC 2.774 1.598 1.801 1.932 1.237 1.308 1.403 1.480 1.545 1.588 S 9.263 7.644 8.045 8.525 7.609 7.969 8.383 8.777 9.167 9.541

Produção de Derivados - REMANReferência: PDE 2008-2017, ver. 7, nov. 08

Demanda de Derivados em ManausReferência: PDE 2008-2017, ver. 7, nov. 08




- ETANOL

- BIODIESEL

18,7

8,3

4,2

2,4

1,1

24,0

63,9

15

25

35

45

55

65

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Bil

hõ

es d

e L

itro

s

53,2

Demanda Interna Carburante

Exportação

Outros

PROJEÇÃO DA DEMANDA TOTAL, OFERTA E DA CAPACIDADE INDUSTRIAL DE PRODUÇÃO DE ETANOL

42

13781

160

183

200

214

226

238

248

Projeção EPE de Usinas produtoras de etanol ou mistas

Em 2007 existiam 355 Usinas produtoras de etanol ou mistas

200 ML / Usina 300 ML / Usina 400 ML / Usina350 ML / Usina105 ML / UsinaMédia da

capacidade de produção de

etanol das novas usinas

Média acumulada da produção de

etanol anterior é de 64 ML /

usina

4 bilhões Litros/Ano

Senador Canedo

Uberaba

Ribeirão Preto

Paulínia

Guararema

São Sebastião

Ilha D’Água

REDUC


Transpetro: Senador Canedo – São Sebastião

Comprimento: 1.171 km

Investimento: US$ 1,57 Bilhões

Previsão de Término: 2010

ALCOOLDUTOSDISTRIBUIÇÃO INTERNA E EXPORTAÇÃO DE ETANOL


Nova Olímpia

Rondonópolis

Cuiabá

Campo Grande

Presidente Epitácio

Londrina

REPARParanaguá


Transpetro ou Governos de MS, GO e Federal: Nova

Olímpia – Paranaguá

Comprimento: 2.000 km (aprox.)

Ainda indefinido

Alto Taquari

Costa Rica

Santos

ParanaíbaSJ Rio Preto

Paulínia

4,25 bilhões Litros/Ano

Brenco: Alto Taquari - Santos

Comprimento: 1.120 km

Investimento: R$ 5,5 Bilhão

Previsão de Término: 2011


ÁREA DE PLANTIO DE CANA-DE-AÇÚCAR

Para o atendimento da demanda de etanol

em 2017 será necessária a utilização de

apenas 2,56% da área agricultável

do país

Fonte: UNICA

Área (Mha) Terra Agricultável (%) Área (Mha) Terra Agricultável (%)Açúcar 3,03 0,80 4,91 1,30Etanol 3,98 1,05 9,69 2,56

20172008




- ETANOL

- BIODIESEL

LOCALIZAÇÃO E CAPACIDADE INSTALADA DAS USINAS DE BIODIESEL

Quantidade deUsinas

Capacidade ML / ano

Operação comercial autorizada comregistro da RF

44 2.651

Em regurarização na RF 18 477

Capacidade Instalada 62 3.128

Em regurarização na ANP (inclui 11ampliações) *

33 1.030

Total 95 4.158

* Algumas capacidades ainda estão pendentes

PROJEÇÃO DE PREÇOS DIESEL E BIODIESEL POR INSUMO

BIODIESEL: CONSUMO OBRIGATÓRIO

A atual capacidade instalada já permite a efetivação

do percentual obrigatório de 5% (B5) previsto para até 2013

3,50

1,13

3,1

4,2

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Bil

hõ

es d

e L

itro

s

Antecipação de Demanda B5 Demanda obrigatória

Capacidade Instalada Capacidade Potencial




SÍNTESE DOS INVESTIMENTOSSÍNTESE DOS INVESTIMENTOS

R$ bilhões

Período 2008-2017%

Oferta de Energia Elétrica 181 23,6%

Geração 142 18,5%

Transmissão 39 5,1%

Petróleo e Gás Natural 536 69,9%

Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural 333 43,4%

Oferta de Derivados de Petróleo 182 23,8%

Oferta de Gás Natural 21 2,7%

Oferta de Biocombustíveis Líquidos(3) 50 6,5%

Etanol - Usinas de produção 40 5,2%

Etanol - Infraestrutura dutoviária 9 1,2%

Biodiesel - Usinas de produção 1 0,2%

TOTAL 767 100,0%

Notas: (1) Média da faixa de valores; (2) Considerada a Trajetória II de evolução do parque de refino; (3) Estimativa até o ano 2017;

Taxa de câmbio referencial: R$ 2,31 / US$ (Comercial em 31/janeiro/2009)

SÍNTESE DOS INVESTIMENTOS

Ministério de Minas e Energia

Documents

Rio de Janeiro, 29 de abril de 2009 Gelson Baptista Serva Diretor de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis Empresa de Pesquisa Energética - EPE PLANO