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DESAFIOS DO SETOR ELÉTRICO2011-2030
José da Costa Carvalho NetoPresidente da ELETROBRAS
XXI SNPTEEFlorianópolis23-26 outubro 2011
Disclaimer
Esta apresentação pode conter certas estimativas e projeções. Taisestimativas e projeções não são declarações de fatos ocorridos no passado,mas refletem crenças e expectativas de nossa administração e podemconstituir estimativas e projeções sobre eventos futuros de acordo com aSeção 27A do Securities Act de 1933, conforme alterado, e Seção 21E doSecurities and Exchange Act de 1934, conforme alterado. As palavras“acredita”, “poderá”, “pode”, “estima”, “continua”, “antecipa”, “pretende”,“espera” e palavras similares têm por objetivo identificar estimativas, quenecessariamente envolvem riscos e incertezas, conhecidos ou não. Riscos eincertezas conhecidos incluem, mas não se limitam a, condições econômicas,regulatórias, políticas e comerciais gerais no Brasil e no exterior, variaçõesnas taxas de juros, inflação e no valor do real, mudanças nos volumes epadrão de uso de energia elétrica pelo consumidor, condições competitivas,nosso nível de endividamento, a possibilidade de recebermos pagamentosrelacionados a nossos recebíveis, mudanças nos níveis de chuvas e de águanos reservatórios usados para operar nossas hidrelétricas, nossos planos definanciamento e investimento de capital, regulamentações governamentaisexistentes e futuras, e outros riscos descritos em nosso relatório anual eoutros documentos registrados perante a Securities and ExchangeCommission dos Estados Unidos da América. Estimativas e projeçõesreferem-se apenas à data em que foram expressas, e não assumimosnenhuma obrigação de atualizar quaisquer dessas estimativas ou projeçõesem razão da ocorrência de nova informação ou eventos futuros.
EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA 1990-2010
50 51 52 53 54 55 57 59 61 64 67 7078
88 90 9396
100 103 106113
Valores em GW
MATRIZ ELÉTRICA 1990-2010
HIDRO49
92%
TERMO4
8%
NUCLEAR 0,61%
1990
HIDRO 80,471%
TERMO 29,7 26%
NUCLEAR 2
2%
EOLICAS 0,91%
2010
199050 GW de capacidade instalada
2010113 GW de capacidade instalada
Valores em GW
REDE DE TRANSMISSÃO 1990-2010Rede Básica
199057.000 Km de Linhas
de transmissão
201096.000 Km de linhas
de transmissão
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
EXTENSÃO DA REDE DE TRANSMISSÃO 1990-2010
MODELO INSTITUCIONAL 1990
Estatais Federais38%
FURNAS,CHESF, ELETROSUL eELETRONORTE
Estatais Estaduais
30%CESP, COPEL, CEMIG e CEEE
Itaipu25%
Autoprodução e Sistemas Isolados
7%
Empresas de Geração eTransmissão
ELETROBRAS responsável por cerca de 73% da capacidade de geração
ESTRUTURA DO SETOR ELÉTRICO 1990
Papel da ELETROBRAS
Coordenação do GCOI, GCPS e GTONAgente financiador setorialGestor da RGR
O SISTEMA ELÉTRICO EM 2010
201096.000 Km de linhas
de transmissão
227.800 MVA deCapacidade de transformação
REDE DE TRANSMISSÃO 2010
MODELO INSTITUCIONAL 2010
Comercializadores93
7%
PIEs262
18%
Geradores28
2%
Consumidores Especiais
45532%
Consumidores Livres
48534%
Autoprodutores34
2%
Distribuidores64
5%
1.422 agentes Mercado
%
Distribuidoras 75
Autoprodutores 8,5
Cons. Livres 15,5
Cons. Especiais 1
Agentes
MODELO INSTITUCIONAL 2010
Planejamento
(a) A Resolução CNPE n° 9/2008 alterou o critério de suprimento (risco de deficit<5%) para Custo Marginal de Operação = Custo Marginal de Expansão e risco de deficit < 5%. Equivale aproximadamente a um risco de deficit <3%.
(b) Contratação da Energia de reserva.
Operação
(a) Nível Meta e Curva de Aversão a Risco.
Estabelecimento de níveis mínimos de armazenamento visando atingir um estoque de segurança ao final do período seco.
(a) Despacho fora da ordem de mérito determinados pelo CMSE.
CONFIABILIDADE ENERGÉTICA
CONFIABILIDADE ELÉTRICA
Planejamento
(a) Critério N-1
Operação
Diagnóstico de desempenho Rede Básica
2.2562.440
2.669
262 320 292
2008 2009 2010
Pertubações
Perturbações com
Corte de Carga
IDADE DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO –ELETROBRAS
0-10 anos
18%
11-20 anos
15%
>20 anos
67%
2010
A idade média da rede básica de transmissão é próxima da idade dos ativosda ELETROBRAS.
Percentual significativo atingindo o final de vida útil.
SUSTENTABILIDADE SOCIO-AMBIENTAL
Mudança do paradigma – Plano Diretor de Meio Ambiente ELETROBRAS (1993)
o Viabilidade socio-ambiental
o Inserção regional de Grandes Projetos
o Relacionamento com a Sociedade
Necessidade de Aprimoramento:
o Maior articulação com a área ambiental durante os estudos de inventárioo Estabelecimento de Termos de Referencia padronizadoso Maior capacitação das equipes técnicas dos órgãos ambientaiso Maior previsibilidade nos prazos de concessão das licençaso Visão mais abrangente da questão ambiental, considerando impactos
locais e benefícios sistêmicos. o Maior articulação com organismos ambientais, órgãos de licenciamento
nos planos estadual e municipal, Ministério Público e Sociedade.o Incorporação no planejamento setorial das diretrizes ambientais bem
como as políticas públicas para o desenvolvimento regional.
UNIVERSALIZAÇÃO DO ACESSO
Instituído pelo Decreto n° 4.873/2008.
Mais de 13 milhões de pessoas beneficiadas.
2.654.536 ligações efetuadas.
319.259 projetos desde 2004.
5.294 municípios beneficiados.
413.656 km de redes elétricas, 4,3 milhões de postes, 628.822 transformadores.
Implantação de 2.046 sistemas fotovoltaicos.
Total de investimento do Programa: R$ 10,89 bilhões, Recursos CDE e RGR: R$ 7,83 bilhões.
UNIVERSALIZAÇÃO DO ACESSO
LIGAÇÕES CONTRATADAS POR REGIÃO
Norte
17%
Nordeste
53%
Centro-
Oeste
6%
Sudeste
17%
Sul
7%Região
321
326
312
332343
1% -3%3%
7%
3%
8%
14%
19%
4%
12%
23% 21%
-0,05295
300
305
310
315
320
325
330
335
340
345
2006 2007 2008 2009 2010
Tarifa
Variação da tarifa
IPCA
IGPM
MODICIDADE TARIFÁRIA
A Tarifa média teve um crescimento real de -10% no período 2006-2010 em relação ao IPCA. de -11% no período 2006-2010 em relação ao IGPM.
(R$/MWh) EVOLUÇÃO DA TARIFA MÉDIA DE FORNECIMENTO
2006-2010
COMPARAÇÃO DE TARIFAS RESIDENCIAIS 2010
0 50 100 150 200 250 300 350
Slovak Republic
Germany
Poland
Chile
Turkey
Czech Republic
Portugal
Italy
Brazil
Denmark
Austria
Slovenia
Belgium
Ireland
Netherlands
United Kingdom
Estonia
Japan
Luxembourg
Sweden
Greece
New Zealand
Finland
Mexico
Israel
France
Switzerland
Korea
Norway
United States
Canada
Tarifas convertidas porParidade de Poder de Compra
Fonte Electricity Information 2011 International Energy Association (IEA)
(US$/MWh)
Parcela A78,8%
Parcela B21,2%
Compra de Energia27,2%
Custos de Transporte9,8%
Encargos Setoriais10,3%
Custos Operacionais Eficientes
10,7%
Remuneração de Capital e Depreciação
10,5%
Tributos31,5%
ICMS24,8%
PIS/COFINS6.7%
COMPOSIÇÃO DA TARIFA DE DISTRIBUIÇÃO
Tarifa média de fornecimentoR$ 342,63/MWh
Percentual em relação
ao valor da fatura de energia.
O SISTEMA ELÉTRICO EM 2030
PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO 2030
442 461 479512 535 558 583 609 634
663692
725760
796834
874916
9601.006
1.0541.104
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Valores em TWh
Evolução do Mercado, supondo atingir em 2030, o consumo médio per capita de Portugal (2010)
0,0%
1,0%
2,0%
3,0%
4,0%
5,0%
6,0%
7,0%
8,0%
9,0%
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Crescimento Anual(%)
Interligação Do Sistema Manaus
GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
PREMISSAS
Procurar manter a elevada participação de energia renovável na Matriz, preservando a posição de destaque que o Brasil sempre ocupou no cenário internacional.
Procurar utilizar tecnologia nacional no desenvolvimento das fontes competitivas.
Desenvolvimento da hidroeletricidade de forma sustentável, buscando o equilíbrio entre produção de energia, aspectos socioambientais e usos múltiplos da água, desde a fase de inventário.
Ampliar o conhecimento do potencial hidroelétrico nacional, concluindo osestudos de inventário.
PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO 2030
FONTES ENERGÉTICASPOTENCIAL HIDRELÉTRICO
Plano 2015 estimou o potencial de geração hídrica em 260.000 MW.
10.000 MW incluídos na avaliação do Potencial correspondem a usinas de ponta.
30% do potencial estão em operação, construção ou em fase de licenciamento.
Potencial a aproveitar: 126.000 MW, 60% na bacia do Rio Amazonas.
39.000 MW interferem diretamente com terras indígenas.
10.000 MW interferem diretamente com parques e florestas nacionais.
77.000 MW não interferem diretamente com terras indígenas, parques e florestas nacionais.
O POTENCIAL HIDRELÉTRICO TENDE A ESGOTAR ATÉ 2030
PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO 2030
FONTES ENERGÉTICAS (PLANO 2030 – EPE)
Potencial Estimado:350.000MW.
Potencial Mapeado: 143.000 MW.
POTENCIAL EÓLICO
Potencial Estimado: 6.830MW.
POTENCIAL BIOMASSA
Potencial Estimado: 33.700MW.
(Disponibilidade de gás natural para oSetor Elétrico de 148 milhões m3 / dia)
GÁS NATURAL
Potencial Estimado: 17.000 MW.
(fator de capacidade: 60%, consumounitário de 800 kg/MWh).
CARVÃO
Potencial Estimado: 33.000 MW.(309.000 t de U3O8).
Impacto devido ao acidente emFukushima.
URÂNIO A energia solar incidindo sobre a terra em 1
hora é maior que a energia consumida pelo homem em 1 ano.
Brasil: 250 W/m2
Desafio a ser vencido é a redução do custo
SOLAR
PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO 2030
GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (GW)
Fontes 2010 2020 2030
Hidrelétricas Grande Porte 75,8 110,1 144,6
Gás Natural 9,1 11,6 17,5
Óleo Combustível 3,9 9,9 9,9
Gás de Processo 0,7 0,7 0,7
Nuclear 2 3,4 7,4
Carvão 1,8 3,2 4,9
PCH 3,8 5,7 9,0
Eólicas 0,8 9,5 13,5
Biomassa 4,5 8,3 22,3
Importação 7,1 5,1 4,1
TOTAL 109,5 167,5 236,0
Crescimento de 3,9% ao ano.
REDE DE TRANSMISSÃO 2030
Sistema de TransmissãoHíbrido CC e AC Implantação de eletrônicade potência para aumentoda capacidade de transporte
REDE DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
Rede Básica
TRANSMISSÃO 2010 2020 2030
Rede Básica 96,0 142 182
Valores em mil km
2010 2020 2030
INTEGRAÇÃO ENERGÉTICA LATINO AMERICANA
Diversificação de fontesenergéticas.
Complementaridade dos recursosenergéticos.
Aproveitamento da diversidadehidrológica.
Maior segurança energética.
Desenvolvimento econômico eSocial.
Segundo o ONS a integração energética pode gerar ganhosoperacionais de US$ 1,5 bilhões/ano
Redução anual de 8 Mt carbono
A QUESTÃO DO MEIO AMBIENTE
As temperaturas na superfície terrestre tem crescido rapidamente.
O derretimento de gelo no Ártico vem aumentando significativamente.
Poluição do ar é uma 5 maiores causas de mortalidade no Mundo.
Maior população e aumento da demanda de energia irão resultar em aumento do aquecimento global.
A concentração de gasescausadores do Efeito Estufa na atmosferaaumentou 70% no período1970-2004.
Dos 10 anos mais quentes desde 1880, 6 ocorreram entre 2000 e 2010. O ano mais quente do histórico ocorreu em 2010.
EVOLUÇÃO DA TEMPERATURA MÉDIA GLOBAL
DEGELO DO OCEANO ÁRTICO
O degelo do oceano Ártico expõe uma superfície do mar mais escura que absorve mais radiação, amplificando o efeito do aquecimento.
Período 1978-2011 – Redução de 32% da área daCamada de gelo.
METAS DA ONU PARA 2030
Universalidade de acesso à rede elétrica.
Atualmente 1,5 bilhões de pessoas não tem acesso à
energia elétrica.
30% da matriz energética constituída de fontesrenováveis.
Atualmente, fontes renováveis representam 13%
da oferta de energia global. (Brasil:45,5%)
Redução de 40% da intensidade energética do PIB.
O SETOR ELÉTRICO E A QUESTÃO CLIMÁTICA
O Brasil possui uma situação privilegiada, 88% da sua matriz elétrica provem de fontes que não emitem CO2 .
O Brasil ainda dispõe de geração de energia limpa e competitiva para expansão da oferta de geração pelos próximos 20 anos.
Entretanto, estudos recentes (COPPE, FBDS, INPE e Governo Britânico) indicam que pode haver alteração no regime das vazões afluentes aos reservatórios devido ao aquecimento global.
O mesmo estudo indica uma maior variabilidade das vazões.
Tornando ainda mais premente a necessidade de construção deusinas hidrelétricas com reservatório.
Vento Conc. Solar PV Geot Maré Ondas Hidro Nuclear Carvão CCS
Est baixa Est alta
Obs: Carvão CCS consome 25% a mais de carvão para a mesma produção energética.A geração de CO2 na UTE é nula. Entretanto, aumento a produção de CO2 na lavra e transporte.
EMISSÃO DE CO2 EM FONTES RENOVÁVEIS E USINAS A CARVÃO COM SEQUESTRO DE CARBONO
Sequestro de carbono não resolve o problemado aquecimento global.
ATENDIMENTO A DEMANDA DE PONTA
Consequências:
Maior utilização das térmicas nos períodos de seca
e
Maior utilização das térmicas para atendimento àdemanda de ponta
Maior utilização das térmicas nos períodos de seca
e
Maior utilização das térmicas para atendimento àdemanda de ponta
Formas de mitigação
ATENDIMENTO A DEMANDA DE PONTA
Criação de incentivos paramotorização dos poços existentesnas hidrelétricas
Criação de incentivos para repotenciaçãodas usinas hidrelétricas
Maior interaçãoCom os órgãos ambientaispara a viabilização daconstrução de usinascom reservatórios
DESAFIOS ASSOCIADOS À INTRODUÇÃO DAS EÓLICAS
Previsão da velocidade dos ventos.
Alocação de reserva de potência.
Fornecimento de reativo pelas Centrais Eólicas.
Incorporação nos modelos de despacho da incerteza associada à geração eólica.
Edifício do Reator (Contenção Secundária)Piscina de Combustível
refrigeração do reator mantida por bomba
acionada por turbina a vapor; dependência de
baterias
baterias descarregadas; pressão no reator
aumenta e é aliviada para o poço de
supressão; nível no reator começa a baixar.
fusão do combustível a 2700oC; liberação de
radiação para poço de supressão e daí para o poço seco; continua
aumento de pressão na contenção
combustível > 1200oC; reação Zr-H2O produz hidrogênio livre que
penetra o poço seco via o poço de supressão;
aumento de pressão na contenção
alívio da contenção; explosão de hidrogênio
no piso de serviço; liberação de radiação
para atmosfera ; dano à piscina de combustível
Reator Contenção Primária(Poço de Supressão)
Contenção Primária (Poço Seco)
Piso de Serviço
Reator a Água Fervente (BWR)
Fukushima DaiichiUnidades 1 a 4
Contenção tipo “Mark I”
Derretimento do Núcleo e Perda das Barreiras nas Unidades 1, 2 e 3
CONTENÇÃO
CONFINAMENTO
Reator a ÁguaPressurizada (PWR) resfriamento do reator via geradores de vapor de grande
capacidade;
vaso de pressão do reator com maior espessura;
circuito primário fechado, integralmente contido na contenção primária em aço, protegida por estrutura em concreto;
contenção primária com capacidade de absorção de maiores volumes de água e vapor;
múltiplas possibilidades de suprimento de energia elétrica de emergência (Angra 1: 4 GD, Angra 2: 8 GD, Unidades de Fukushima: 2 GD)
Angra 1, 2 e 3
Reatores PWR
REATORES PWR DE TERCEIRA GERAÇÃO(primeiras unidades já em construção)
Avanço na direção de Sistemas de Segurança passivos:(ação através de convecção natural, condensação e gravidade):
garantia do resfriamento do núcleo do reator e do combustível nas piscinas
independente da ação de operadores, de suprimento de energia elétrica em CA e
de fontes externas de água (AP1000: pelo menos 72 horas);
garantia de resfriamento e contenção de materiais fundidos do núcleo do reator
em caso de perda do resfriamento, através de sistemas passivos (AP1000 e
EPR, “core catcher”);
garantia da integridade da contenção quando sujeita a aumento de pressão
através de sistemas de resfriamento passivos (AP1000).
AP1000 - WestinghouseEPR - Areva
MELHORIA DA CONFIABILIDADE ELÉTRICA
Redução do impacto das perturbações
Redução da propagação das perturbações
Redução do tempo de recomposição
Aprimoramento dos sistemas de Monitoramento do Meio Ambiente
Desenvolvimento de nova geração de modelos matemáticospara avaliação da segurança dinâmica
Avaliação da filosofia de proteção dos equipamentos dos principaistroncos de transmissão
REDES INTELIGENTES
Facilita a conexãoda geração distribuída
Demand Side Management
Demand Side Response
Aumento da confiabilidade
Otimização do uso da rede dedistribuição
Redução do impacto ambiental
Redução das perdas comerciais
Redução das perdas técnicas
Armazenamento de energia
DIFERENTES NÍVEIS DE TECNOLOGIA
CARROS ELÉTRICOS
Motores baseados em ciclo OTTO tenha uma eficiência de 25%.
Carros leves com consumo de 10 km/l emitem cerca de100 g CO2 por km .
A combustão de gasolina emite gases cancerígenos.
(Benzeno, Butadieno, Nox, Aldeidos, etc)
Motores elétricos possuem uma eficiênciade no mínimo 85%.
Não emitem gases tóxicos.
Não contribuem para o aquecimento terrestre.
CARROS ELÉTRICOS
CONSUMO 2020
Frota Leve 2020: 35.000.000 Veículos
Consumo: Gasolina C: 29,8 bilhões l,
Álcool Anidro: 5 bilhões de l
Utilização média veículo frota leve: 9942 km por ano.
Consumo carro elétrico: 18 KWh por 100 km.
Acréscimo de demanda: 5.720 MW médios
CONSUMO 2030
Frota Leve 2030: 52.000.000 Veículos
Aumento de eficiência:5%
Acréscimo de demanda: 8.074 MW médios
CONCESSÕES EXPIRANDO EM 2015-2017
20 % da capacidade instalada de geração.(58 UHEs:22.341 MW – 12.900 MW médios)
82% da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional (SIN)(73.000 km de LT e 163.790 MVA de SEs)
35% do mercado de distribuição.(41 concessionárias)(66% do total)
VENCIMENTO DAS CONCESSÕES
CONCESSÕES A EXPIRAR2015-2025
Total concessões de geração a expirar 2019-2025 BRASIL: 12.962 MW
Total concessões de geração a expirar 2015-2017 BRASIL: 22.342 MW
2015 2016 2017 2019 2020 2021 2023 2024 2025 TOTAL
ELETRONORTE
768.370 8.370
-1%
CEMIG684
380 140 1.721 2.837-10%
FURNAS3.482
1.760 476 6.025-39%
COPEL270
20 1.676 2.016-17%
CEEE414
512 926-9%
CESP4.995
27 85 5.107-67%
CHESF 9.214 9.214
Outras 1.007 59
TOTAL 20.143 2.199 20 27 597 2.152 8.446 1.721 26.125
EMPRESAS COM CONCESSÕES DE TRANSMISSÃO A EXPIRAR
CHESF
20 mil Km32.149 MVA
RAP: R$1,0 bi
FURNAS
19 mil Km56.530 MVA
RAP: R$ 2,0 bi
ELETRONORTE
7,8 mil km16.088 MVA
RAP:0,77 bi
ELETROSUL
10,9 mil km23.560 MVA
RAP:0,72bi
CEMIG
5,9 mil km14.644 MVA
RAP: 0,40 bi
CTEEP
18 mil km53.225 MVA
RAP:1,7 bi
73.000 Km de linhas de transmissão com concessão a expirarRAP: R$ 4,4 bilhões (RBSI)
75% da capacidade de transformação do sistema existente esta associadoà contratos que vencem em 2015.
89% da capacidade Instalada das empresas de transmissão está associada à contratos que vencem em 2015
CONDICIONANTES PARA OEQUACIONAMENTO DAS CONCESSÕES A EXPIRAR
1. Modicidade tarifária.
2. Segurança Energética.
3. Manutenção da competitividade da Economia.
4. Captura dos eventuais ganhos pelo Setor Elétrico com a prorrogação/licitação.
5. Continuidade da Expansão da oferta.
6. Tratamento isonômico para todos os agentes envolvidos.
7. Respeito ao princípio da preservação das empresas do Setor.
MODICIDADE TARIFÁRIA
Percepção de que as tarifas de eletricidade no Brasil são elevadas.
Tendência de acréscimo devido à redução da capacidade de regularização dos reservatórios e a necessidade de utilização mais intensa de térmicas de custos variáveis elevados.
Para as concessões vincendas de geração existe uma renda a ser capturada, devido a amortização parcial dos ativos, esta renda seria diferente para cada usina dependendo do grau de amortização.
É socialmente justo a criação de mecanismo para captura de parte desta renda.
1. O vencimento dos contrato de concessão não significa necessariamente que os investimentos nas usinas/circuitos de transmissão tenham sido amortizados.
2. Necessário análise caso a caso para determinação do valor a indenizar associado aos investimentos ainda não amortizados.
3. Estoque de R$ 16 bi de RGR pode ser insuficiente para compensação dos investimentos não amortizadosocasionando impacto na tarifa ou no Tesouro.
ENTRETANTO...
AS TARIFAS EM 2030
A expansão da oferta de energia até 2030 será predominantemente hidráulica.
As reservas de gás natural do Brasil irão crescer substancialmente com o Pré-Sal.
Preço de renovação da concessões calculando o investimento não depreciado, O&M e ambientais das instalações e Sisteêmicos.
Redução progressiva das perdas técnicas e comerciais .
Redução dos custos de distribuição pelo aumento da densidade de consumo.
Aplicação dos novos critérios para Revisão Tarifária das Distribuidoras.
R$/MWh
EVOLUÇÃO DA PARCELA DE ENERGIA
0
20
40
60
80
100
120
140
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Energia
-10
10
30
50
70
90
110
130
2010
2030
COMPARAÇÃO INTERNACIONAL 2030 (1)
(1) A COMPARATIVE STUDY OF THE FUTURE COST OF ELECTRICITY GENERATION IN OECD AND NON OECD COUNTRIES – GRIFFITH BUSINESS SCHOOL – JASON WEST
DADOS INTERNACIONAISOBTIDOS DA REFEREÊNCIA ABAIXO
TARIFAS DE ENERGIA
(US$/MWh)
PREVISÃO DE TARIFAS 2010-2030
342,8
349,6
376,1
387,1 386,8
372,5374,5
371,1
366,5
361,7
356,7 357,6
353,1351,3
346,1342,9 342,5
337,9
332,8 333,1 333,6
310,0
320,0
330,0
340,0
350,0
360,0
370,0
380,0
390,0
400,0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
TARIFAS
Tendência de redução das tarifasDevido a maior densidade de demandae o não incremento do custo de geração
As bases para o crescimento sustentável do Setor Elétrico já estão consolidadas,Entretanto, existem desafios serem vencidos.
O setor elétrico esta bem posicionado em relação aos desafios associados ao aquecimento global.
Necessidade de construir usinas com reservatório.
Necessidade de melhorias na confiabilidade elétrica.
A integração elétrica Latino Americana será uma tendência natural devido aosbenefícios associados.
As tarifas no Brasil tendem a reduzir no futuro.
Os avanços tecnológicos nos próximos 20 anos e o incremento do Mercado Livre, irão permitir, por meio de um maior fluxo de informação, sistemas de tarifação mais eficientes, aumento da confiabilidade, redução da necessidade de reserva, inserção de fontes distribuídas e redução das tarifas.
CONCLUSÕES
