Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
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1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
CP 33 e PDE 2026: Construindo o setor elétricodo futuro & Visão da matriz
1ª Reunião Extraordinária do CONCEPERio de Janeiro, 28 de agosto de 2017
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1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
O CONSELHO CONSULTIVO DA EPEO que é o CONCEPE?
Art. 26. Compete ao Conselho Consultivo da EPE:
I - sugerir diretrizes, estratégias e áreas prioritárias de atuação para estudos e pesquisas;
II - sugerir formas e fontes de captação de recursos destinados à concretização dos objetivosda EPE; e
III - analisar e estimular as propostas da EPE que busquem consolidar a imagem que retrateseu escopo de atuação, sua finalidade básica e seus objetivos perante a sociedade,instituições públicas ou privadas, nacionais, internacionais e estrangeiras.
Decreto nº 5.164, de 16 de agosto de 2004
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1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
Art. 23. O Conselho Consultivo da EPE será composto por:
I - cinco representantes do Fórum de Secretários de Estado para Assuntos de Energia, sendo um de cada regiãogeográfica do País;
II - dois representantes dos geradores de energia elétrica, sendo um de geração hidroelétrica e outro de geraçãotermoelétrica;
III - representante dos transmissores de energia elétrica;
IV - representante dos distribuidores de energia elétrica;
V - representante das empresas distribuidoras de combustível;
VI - representante das empresas distribuidoras de gás;
VII - representante dos produtores de petróleo;
VIII - representante dos produtores de carvão mineral nacional;
IX - representante do setor sucroalcooleiro;
X - representante dos empreendedores de fontes alternativas de energia;
XI - quatro representantes dos consumidores de energia, sendo um representante da indústria, um representante docomércio, um representante do setor rural e um representante dos consumidores residenciais; e
XII - representante da comunidade científica com especialização na área energética.
O CONSELHO CONSULTIVO DA EPEComposição
Os membros titulares e suplentes do Conselho Consultivoserão designados pelo Ministro de Estado de Minas eEnergia para um mandato de três anos, admitida arecondução.
O Conselho Consultivo reunir-se-á, ordinariamente, a cadaseis meses e, extraordinariamente, sempre que convocadopelo seu Presidente ou por dois terços dos seus membros.
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1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
O CONCEPE E A EPE
• Gostaríamos de encontros regulares, maximizando a participação de seusmembros através de plataformas virtuais ou reuniões gravadas, quando assim fornecessário
• CONCEPE como fonte de sugestões de temas de trabalhos técnicos da EPE, assimcomo sua priorização e abordagem de condução
• CONCEPE como fonte de comunicação e divulgação dos trabalhos da EPE
• CONCEPE como fonte de fortalecimento da EPE como entidade de estudos deplanejamento energético
• Enfim, gostaríamos de mais aproximação entre o CONCEPE e a EPE
“Gostaríamos de um conselho bastante ativo”
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1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
TemárioReunião Extraordinária com o CONCEPE
• O setor elétrico do futuro
• Desafio da construção
• Papel do planejamento
• Proposta para o Brasil: CP 33.
• Principais tendências e visão de matriz (PDE 2026)
• Discussão
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Setor Elétrico do Futuro: Desafio da construção
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1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
Fonte: Correio Braziliense, 11 de agosto de 2017
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O que é o setor elétrico do futuro?Desafio das condições de contorno: tecnologia e aspectos socioambientais
• No atacado, tecnologias de geração com custos variáveis de produção
desprezíveis e elevada variabilidade de produção são a realidade
• No varejo, recursos energéticos distribuídos, incluindo solar de pequena escala,
armazenamento, resposta pela demanda e carros elétricos serão a realidade
• Tecnologias de medição avançada e de comunicação bidirecional com
consumidores varejistas tornarão o consumidor um agente “ativo”
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O que o setor elétrico do futuro nos demandará?Aperfeiçoamento é a palavra-chave!
• É necessário antecipar os ajustes regulatórios antes que problemas aconteçam:
• Novas tecnologias demandam novos procedimentos de planejamento e
operação, exigindo flexibilidade e análises mais sofisticadas e com maior granularidade
(metodologia e modelagem).
• Precisaremos de processos adaptativos e com inovação.
• Relação risco × retorno de medidas e políticas deve ser analisada.
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IMPACTOS NO PLANEJAMENTO“o planejamento é uma cadeia de ações integradas”
Horizonte de tempo
As novas tecnologias requerem avanços nas metodologias e modelagem do sistema
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O estudo avalia as tecnologias, as políticas, e modelos de negócios que estão moldando a evolução da indústria...
... e seus impactos na regulação, planejamento,
mercado e empresas.
Exemplo: Utilities of the Future na EPEO planejamento deve facilitar e não criar facilidades na competição...
O planejamento deve criar condições isonômicas que permitam a competição entre as tecnologias, para que prevaleçam as opções mais competitivas e que tragam maior valor ao
sistema.
“Sinais econômicos eficientes e corretos e condições isonômicas de competição são a melhor maneira de
colocar todos os recursos, centralizados e distribuídos, em pé de igualdade para deixar que as decisões dos
agentes – incluindo o consumidor – conduzam à economicidade, segurança e sustentabilidade no
suprimento de energia elétrica”
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• Maior importância da gestão da confiabilidade G-T
• Aprofundar entendimento das complementariedades entre UHE e renováveis, incluindo mudanças climáticas
• Definição de medidas de adequabilidade e firmeza, capturando as complementariedades
• Maior compatibilidade entre os mundos “físico” e “comerciais”
• Busca por produtos e serviços sistêmicos (exemplo: flexibilidade) e compatibilização com as características individuais de cada fonte
• Estudos preventivos e “pro-ativos”, como o planejamento da transmissão e coordenação com expansão da geração
• O planejamento da expansão tem que representar a operação em mais detalhes e com mais granularidade (espacial e temporal incluindo GD), com novas incertezas (e correlações) novas ferramentas computacionais
• Maior integração com outras commodities e com o meio ambiente
• Os estudos de planejamento são fundamentais para a preparação do sistema para a maior integração de renováveis, por exemplo, estudos de penetração máxima
Visão de longo prazo e o papel do planejamentoComo o planejamento deverá se adaptar no setor elétrico?
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Setor Elétrico do Futuro: Proposta
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Visão de longo prazo para o setor elétricoPontos de consenso entre agentes do setor
• Elementos fundamentais da visão de longo prazo:
• Incentivos a decisões eficientes de agentes como vetor para garantir
economicidade, segurança e sustentabilidade de suprimento.
• Sinais econômicos como vetor de alinhamento entre incentivos individuais e
interesse sistêmico.
• Incentivos requerem alguma alocação de riscos (probabilidade e tamanho de
ganhos e perdas) a agentes, alocação ótima considerando risco-retorno e
prêmios.
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Visão de longo prazo para o setor elétricoSetor elétrico como vetor para a recuperação econômica com sustentabilidade de longo prazo e atenção aos desafios atuais
• Como alcançar esta visão?
• Definição de princípios, comunicação e diálogo
• Medidas de aprimoramento e ações baseadas nestes princípios,
reconhecendo a importância de mercado onde ele é bom e planejamento
onde o mercado possui dificuldades.
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PARA ONDE QUEREMOS IR & PRINCIPIOS“ambiente dinâmico, adaptado a novas tecnologias, com visão de longo prazo e responsabilidades definidas”
1. Respeito aos direitos de propriedade, respeito a contratos e intervenção mínima
2. Meritocracia, economicidade e eficiência (produtiva e alocativa, do curto ao longo prazo)
3. Transparência e participação da sociedade nos atos praticados
4. Isonomia
5. Valorização da autonomia dos agentes
6. Adaptabilidade e flexibilidade
7. Coerência
8. Simplicidade
9. Previsibilidade e conformidade dos atos praticados
10. Definição clara de competências e respeito ao papel das instituições
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Medidas concretas vinham sido discutidas...
• Exemplo de medidas:
• Separação lastro-energia
• Melhoria de sinais econômicos de curto prazo em
preços/tarifas
• Descotização e não aplicação
de cotas para concessões vincendas futuras
• Discussão do mecanismo de incentivos a renováveis &
subsídios em geral
• Tratamento de legados
• Redução de custos de transação
• Ampliação do mercado livre
• Participação da sociedade tem sido e continuará sendo
essencial.
XVI Encontro APINE, Set/2016
Reunião plenária FASE,
Set/2016
Reunião P&D 20, Dez/2016
...
Diálogo e ComunicaçãoDezenas de reuniões desde Julho de 2016
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Visão de longo prazo para o setor elétricoSetor elétrico como vetor para a recuperação econômica...
Recuperação da economia
real
Mais poder ao consumidor
Aumento da liquidez no
mercado livre
Acesso à energia
renovável competitiva
Redução de encargos
Abertura e fim de reservas de
mercado
Alocação de custos
equilibrada
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Visão de longo prazo para o setor elétrico...com sustentabilidade de longo prazo...
Setor Elétrico Sustentável
com atração de investimentos
Preços e tarifas
binômias horários e locacionais
Adequação de incentivos à
migração
Separação de lastro e energia flexível.
Valoração dos benefícios das fontes e fim de
subsídios
Retirada de trava, oferta de preços, garantias
diárias etc.
Alocação de riscos, funções
e custos da transição
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Visão de longo prazo para o setor elétrico...e atenção aos desafios atuais
Atenção aos Desafios atuais
Parcelar débitos judiciais
pendentes
Resolver o GSF com retroação
de GFOM
Conseguir recursos para revitalizar o
São Francisco.
Valorizar ativos da Eletrobras para venda e recuperação da empresa.
Solucionar sobras de energia na
distribuição
Incentivar fim dos conflitos na RBSE com uso da RGR.
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• Estrutura da consulta
• Princípios e Visão de futuro
• Grupo 1 – Compromissos e Elementos de Coesão
• Grupo 2 – Medidas de Destravamento
• Grupo 3 – Alocação de Custos e Racionalização
• Grupo 4 – Medidas de Sustentabilidade e Desjudicialização
• “FAQ” para discussão criados
• 200+ contribuições recebidas
CP 33 como vetor de aperfeiçoamento do setorPrestando contas com passado e uma proposta para o futuro
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• Principais temas
• Separação lastro x energia & financiabilidade da expansão
• Oferta de preços & “fim” (ou futuro) do MRE
• Tarifa binômia + sinais horo-locacionais na D
• Descotização e privatização da Eletrobras
• Cheque em branco ao governo & AIR
• Temas importantes não incluídos na CP que são essenciais
• Separação energia x fio & comercialização na D
• Governança setorial & recursos
• Timing da implementação? Não vai virar a chave imediatamente
CP 33 como vetor de aperfeiçoamento do setorPrimeiras avaliações
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• Precisamos sim, aperfeiçoar o modelo setorial, e começar já.
• Mas não existe o modelo setorial bom, bonito e barato, que há uma
transição, e com ela muitos desafios
O MME e a EPE seguem , de forma integrada às outras instituições,
abertos para discutir estes temas (e outros) com todos
Conclusões
CP 33 como vetor de aperfeiçoamento do setor
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PDE 2026:Principais Tendências e
Visão da Matriz
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PDE 2026Visão Geral
• Apoio ao planejamento do setor de energia: • Documento informativo com indicação, e não
determinação, das perspectivas de expansão futura do setor de energia sob a ótica do Governo.
• Visão integrada para os diversos energéticos no horizonte de 10 anos:• Considera sinergias e traz benefícios em termos de
aumento de confiabilidade, redução de custos de produção e redução de impactos ambientais.
• Instrumento de comunicação com a sociedade, os agentes e investidores:• Para agentes e investidores, o PDE facilita o acesso
à informação relevante para a tomada de decisões.
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PDE 2026Principais Novidades
• Tratamento da incerteza no processo de planejamento:• Construção de uma trajetória de referência e análises de
sensibilidade (cenários what-if).
• Instrumento de diálogo com sociedade sobre incerteza:• Consulta Pública, Apresentações, Seminários: Novos
estudos com novos cenários what-if ao longo do ano.
• Boxes: • Ressaltam mensagens, fazem
provocações, buscam trazer a discussão e o livre pensamento para dentro do
documento.
• No caso do setor elétrico: • Modelo computacional de decisão de investimento para suporte
à construção da oferta• Transparência, reprodutibilidade & benchmarks
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PDE 2026Principais Novidades
• Resumo com pontos principais dos capítulos.
• Nova formatação: • Menor número de páginas, mas não
menos informativo!• Layout mais leve.
• Informação disponível na página do PDE no site da EPE :• Dados de gráficos,• Decks, • Figuras, • Notas técnicas.
• E já pensando no próximo PDE:• Vídeos• Blog do PDE 2026• Webinars
http://www.epe.gov.br/pde
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O plano possui 29 “boxes”17 ligados ao setor elétrico
1. Que levaria a uma retomada mais rápida da economia brasileira?2. Impactos de cenário alternativo na carga de energia3. Evolução tecnológica próxima e a adaptação do planejamento4. Entrada de veículos elétricos e híbridos no horizonte 20265. Plano é Indicativo e facilitador de acesso à informação contestável6. Plano indicativo de expansão de geração e decisões executivas7. Representação mais granular de recursos em modelos de planejamento8. Atendimento à demanda máxima de potência e flexibilidade operativa9. Mudanças climáticas e geração de eletricidade10. Planejamento proativo da transmissão11. Empreendimentos da Abengoa12. Eficiência energética no brasil: desafios e perspectivas13. Como a variável ambiental contribui para a definição da expansão?14. Como enfrentar os desafios para a expansão hidrelétrica?15. Entenda a meta da COP-21 do Brasil16. Mitigação de GEE: é possível ir além?17. Caminhos flexíveis para a matriz energética
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1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
PDE 2026:1. Setor Elétrico
2. Petróleo, gás natural e biocombustíveis3. Matriz energética e meio ambiente
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PDE 2026:1. Setor Elétrico
2. Petróleo, gás natural e biocombustíveis3. Matriz energética e meio ambiente
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1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
O problema da expansão da geração elétricaOperação vs. Expansão
Análise de investimento
Análise operativa
Cronograma
Custode Operação
(CO)
Custo de investimento
(CI)
OtimalidadeMin {CI + CO}
Realimentação
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• Como tratamento do problema é focado na expansão:• Problema do Investimento é Detalhado
• Mas, Operação é Simplificada
• Minimiza o Custo Total de Expansão (Operação + Investimento) sob
condições de incerteza.
• Cálculo Integrado de:• Expansão da Transmissão
• Expansão da Geração
• Consideração dos Custos de G + T no cálculo da expansão otimizada
• Fornece CME
• Facilidade de adicionar novas funcionalidades/restrições, pois temos
acesso ao código fonte
• Transparência, reprodutibilidade e benchmarks
Modelo de Decisão de Investimentos - MDICaracterísticas Principais
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Premissas
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0,0%
1,0%
2,0%
3,0%
4,0%
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Trajetórias de crescimento do PIB (% a.a.)
Referência Alternativo
• Retomada gradual dos investimentos eminfraestrutura;
• Resistência na implementação de algumas reformase situação complicada dos estados dificultam oajuste fiscal;
• Dificuldades de retomada do mercado de trabalholevam a uma recuperação menos expressiva dademanda interna;
• Crescimento potencial limitado pela baixa poupançainterna e produtividade.
Referência
• Reformas econômicas, melhora do programa deconcessões e abertura da economia impactampositivamente a produtividade;
• Investimentos em infraestrutura são retomadosmais fortemente e melhoram o Custo Brasil;
• Condução eficaz das contas públicas aumenta aconfiança do agentes;
• Forte retomada do crédito e do mercado detrabalho.
Alternativo
Premissas EconômicasPIB
Taxa de Crescimento do PIB
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Referência 0,5% 1,8% 2,1% 2,7% 2,8% 2,8% 2,9% 3,0% 3,0% 3,0%
Alternativo 1,7% 2,8% 3,1% 3,2% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5%
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• Datas de Operação Comercial
• UTN Angra 3: início de operação comercial em janeiro de 2026;
• UHE São Roque: início de operação comercial em julho de 2022;
• UTEs Novo Tempo e Rio Grande: não representadas, representação por meio determelétricas indicativas genéricas;
• Fixação da expansão da oferta eólica de 1.000 MW em 2020;
• Fixação da expansão da oferta solar fotovoltaica de 1.000 MW em 2020;
• Indicação de expansão fotovoltaica de no mínimo 1.000 MW/ano a partir de2021;
• Indicação de uma expansão de usinas termelétricas a biomassa florestallimitada a 100 MW/ano a partir de 2023;
• Indicação, para o ano de 2023, de UTE a gás natural na região Nordeste;
Diretrizes de Política EnergéticaExpansão de Referência
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MDI - InsumosRecursos para Expansão: UHE
Data Mais Cedo
Entrada OperaçãoUHE
Potência
(MW)Avaliação Socioambiental
2023 Apertados 139 Viabilidade Aceita - Estudo Finalizado e Entregue
2023 Castanheira 140 Viabilidade Aceita - Estudo Finalizado e Entregue
2023 Comissário 140 Viabilidade Aceita - Estudo Finalizado e Entregue
2023 Davinópolis 74 Viabilidade Aprovada
2023 Ercilândia 87 Viabilidade Aceita - Estudo Finalizado e Entregue
2023 Tabajara 350 Viabilidade com Registro Ativo - Estudo em Execução
2023 Telêmaco Borba 118 Viabilidade Aceita - Estudo Finalizado e Entregue
2024 Foz do Piquiri 93 Viabilidade Aceita - Estudo Finalizado e Entregue
2025 São Miguel 58 Viabilidade com Registro Ativo - Estudo em Execução
2026 Bem Querer 708 Viabilidade com Registro Ativo - Estudo em Execução
2026 Buriti Queimado 142 Viabilidade com Registro Ativo - Estudo em Execução
2026 Itapiranga 725 Viabilidade com Registro Ativo - Estudo em Execução
2026 Maranhão Baixo 125 Viabilidade com Registro Ativo - Estudo em Execução
2026 Porteiras 2 86 Viabilidade com Registro Ativo - Estudo em Execução
2026 Porto Galeano 81 Viabilidade com Registro Ativo - Estudo em Execução
TOTAL 3066
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Tipo de OfertaVida útil
econômicaFaixas de CAPEX,
mín e máx
CAPEX Referência,
sem JDCO&M
Encargos/ Impostos
Juros Durante a Construção -
JDC
(anos) (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW/ano) (R$/kW/ano) (%)
Usinas Hidrelétricas (UHEs) 30Variável por
usinaVariável por
usinaR$ 26,50
Variável porusina
Variável porusina
Fotovoltaica 20 3.300 a 5.200 R$ 4.236 R$ 50,00 R$ 100,00 3,9
Eólica 20 4.500 a 6.500 R$ 5.300 R$ 100,00 R$ 140,00 6,4
Biomassa (Bagaço de Cana) 20 2.000 a 6.500 R$ 4.000 R$ 90,00 R$ 130,00 6,4
GN (Ciclo Combinado) 20 2.400 a 4.200 R$ 3.259 R$ 270,00 R$ 135,00 11,6
TG Aeroderivativa (CA) 20 2.300 a 3.300 R$ 2.607 R$ 270,00 R$ 115,00 7,2
MCI (CA) 20 2.100 a 3.300 R$ 2.436 R$ 270,00 R$ 115,00 7,2
TG Heavy Duty (CA) 20 2.000 a 2.800 R$ 2.281 R$ 270,00 R$ 105,00 7,2
Carvão Nacional 25 6.500 a 9.800 R$ 9.000 R$ 100,00 R$ 350,00 13,9
PCH 30 5.000 a 9.000 R$ 7.500 R$ 100,00 R$ 250,00 7,3
Nuclear 30 9.800 a 19.500 R$ 16.294 R$ 326,00 R$ 320,00 19,5
Reversível 30 1.600 a 6.500 R$ 3.259 R$ 100,00 R$ 100,00 11,6
Biomassa Florestal 20 3.500 a 6.500 R$ 5.000 R$ 120,00 R$ 170,00 10,7
MDI - InsumosParâmetros Econômicos por Tipo de Fonte
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• Usinas Termelétricas de Partida Rápida
• Repotenciação em UHEs Existentes
• Armazenamento de Energia
• Usinas Hidrelétricas Reversíveis
• Gerenciamento pelo Lado da Demanda
Turbina a Gás
Industrial
Turbina a Gás
Aeroderivada
Motor de Combustão
Interna
Potência Unitária [MW] até 470 até 140 até 20
Rendimento [%] 35 - 43 40 - 44 40 – 50
Heat Rate [kJ/kWh, base PCI] 8.200 –10.400 8.200 – 9.000 7.260 – 9.000
Tempo médio para início do
fornecimento de energia [meses]24 18 12
Tempo de Partida [min] 10 a 40 5 a 10 2 a 10
MDI - InsumosRecursos para Expansão – Demanda de Ponta
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• Neste PDE, desenvolveu-se uma metodologia para cálculo de um valor anual de CVU para cada usina, levando-se em conta a expectativa dos preços futuros dos combustíveis e aproximando-se do critério de reajuste do CVU estabelecido no contrato de venda de energia no ambiente regulado de cada UTE em particular.
• As projeções de longo prazo para os preços de combustíveis utilizados no cálculo do CVU futuro foram obtidas a partir do Annual Energy Outlook (AEO 2016), divulgado anualmente pelo Energy Information Administration – EIA.
Projeção de Preço do Combustível 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Henry Hub Spot Price (US$/MMBTU) 3.09 3.62 4.01 4.43 4.33 4.35 4.74 5.00 5.12 4.99
Brent Spot (US$/barrel) 48.08 57.01 70.11 76.57 81.16 84.65 87.11 89.15 91.59 94.63
Residual Fuel Oil (US$/barrel) 55.32 64.30 80.60 86.65 91.16 94.88 97.44 99.52 102.20 105.72
Distillate Fuel Oil (US$/gallon) 1.80 2.05 2.38 2.53 2.65 2.74 2.80 2.85 2.92 2.99
Coal (US$/MMBTU) 2.09 2.20 2.23 2.26 2.27 2.27 2.27 2.26 2.26 2.27
Taxa crescimento (%) 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Henry Hub Spot Price 19.5% 17.1% 11.0% 10.5% -2.4% 0.5% 9.0% 5.3% 2.5% -2.7%
Brent Spot 30.5% 18.6% 23.0% 9.2% 6.0% 4.3% 2.9% 2.3% 2.7% 3.3%
Residual Fuel Oil 17.3% 16.2% 25.4% 7.5% 5.2% 4.1% 2.7% 2.1% 2.7% 3.4%
Distillate Fuel Oil 13.2% 13.6% 15.9% 6.7% 4.7% 3.4% 2.1% 1.9% 2.2% 2.7%
Coal -0.7% 5.5% 1.3% 1.5% 0.1% 0.0% 0.3% -0.3% 0.0% 0.2%
Fonte: Anual Energy Outlook - AEO 2016 – EIA (ref.: 05/2016)
MDI - InsumosUTE: Custo Variável Unitário
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1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
Custo Variável Unitário das UTE Gás Natural
Composição das Parcelas do Custo Variável Unitário (CVU)
Inflexibilidade
US$/MMBTUCVU
(R$/MWh)115% HH Liquefação Transp, Seg Regas/Dist Preço GN na UTE
CC - 0% 3.24 3.5 2 1 9.74 311
CC - 50% 3.24 3 1.25 0.9 8.39 271
CC - 100% 3.24 2.5 1 0.8 7.54 246
CC - 80% 3.24 2.5 1.17 0.85 7.76 252
Motor Baixa Rot 3.24 3.5 2 1 9.74 381
TG Aeroderiv 3.24 3.5 2 1 9.74 407
TG HD 3.24 3.5 2 1 9.74 447
O valor do "Preço GN na UTE" considera o suprimento de gás natural na UTE, a partir de contrato indexado a Henry Hub (EUA), em conformidade com a Portaria MME nº 42/2007. Os custos de liquefação, transporte, seguro, parcela variável de regaseificação e margem de distribuição foram definidas a partir de informações dos agentes deste setor e do nível de inflexibilidade (Take or Pay, Ship or Pay), devidamente avaliadas e criticadas pela EPE
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1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
Resultados
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Nota: Dados preliminares para 2016.
Eletricidade – Previsão de carga de energia no SINPDE 2026 x PDE 2024: Comparação
O crescimento médio anual da carga do SINno cenário de referência é deaproximadamente 2.700 MWmédios.
GW
méd
ios
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E a oferta de geração no longo prazo? Perspectivas do PDE de configuração futura da oferta
• Composição das adições ao parque gerador:
• Pedido para Papai Noel: geração hidrelétrica e novas renováveis (EOL, SOL, BIO, PCH).
• Mas há importantes restrições à expansão hídrica de grande porte e com reservatórios, apesar de seu valor p/ sistema.
• Com isso, geração renovável e termelétrica predominam na expansão.
• Há demanda de expansão para prover serviços específicos ao sistema: flexibilidade operativa
2 017 2 018 2 019 2 020 2 021 2 022 2 023 2 024 2 025 2 026
Bal
anço
de
gar
anti
a fí
sica
[M
We
d]
Oferta Existente + Contratada Carga - Referencia Carga - Cenário alternativo
Ano
Crescimento PIB [%/a]
Referência Alto
2017 0.5% 1.7%
2018 1.8% 2.8%
2019 2.1% 3.1%
2020 2.7% 3.2%
2021- 2026 3.0% 3.5%
Necessidade de nova oferta no horizonte decenal para cobrir mercado total (ACL e ACR): [~10,000 – 15,000 MW médios]
Mas lembrar sempre que a demanda para o leilão do ACR vem da distribuidora!
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0
10 000
20 000
30 000
40 000
50 000
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Ca
pa
cid
ad
e (
MW
)
Capacidade Anual Acumulada
Alternativa para Ponta Biomassa Eólica Hidráulica PCH Solar Térmica
Fontes 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Alternativa para Ponta 0 0 0 0 994 2 532 4 334 8 002 12 198 12 198
Biomassa 0 0 0 0 467 935 1 502 2 070 2 637 3 204
Eólica 0 0 0 1 000 2 804 4 608 6 412 8 217 10 021 11 825
Hidráulica 0 0 0 0 0 0 118 351 787 1 317
PCH 0 0 0 0 0 300 600 900 1 200 1 500
Fotovoltaica 0 0 0 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 7 000
Térmica 0 0 0 0 0 0 1 500 1 500 2 084 2 667
Nome
Potência
Instalada Total
(MW)
Ano de
Entrada em
Operação
Telêmaco Borba 118 2023
Tabajara 350 2024
Apertados 139 2025
Ercilândia 87 2025
Foz do Piquiri 93 2025
Castanheira 140 2026
Porto Galeano 81 2026
Bem Querer 709 2026
Itapiranga 725 2026
MDI - ResultadosCenário Referência: Expansão Indicativa
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0% 0% 0% 0% 1% 1% 2%4%
6% 6%
64% 64% 63%62%
60%59%
57%55%
53%52%
21%22% 23% 24%
25%26%
27%28% 29% 30%
15% 14% 14% 14% 14% 14% 14%13% 12% 13%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Pa
rtic
ipa
ção
da
s fo
nte
s(%
da
po
tên
cia
in
sta
lad
a)
Alternativa para Ponta Hidráulica PCH+EOL+BIO+SOL Térmica
MDI - ResultadosCenário Referência: Participação das fontes na matriz
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-
100
200
300
400
500
600
700
800
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Ener
gia
Ger
ada
(MW
méd
)
Cap
acid
ade
Inst
alad
a (M
Wp
)
Energia (Total) Fotovoltaica Biogás
3,9GWp
PDE 2026: Ritmo esperado de expansão da GDFotovoltaica e biogás
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Provocando a discussão
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O plano possui 29 “boxes”Exemplo daqueles ligado ao setor elétrico
1. Que levaria a uma retomada mais rápida da economia brasileira?2. Impactos de cenário alternativo na carga de energia3. Evolução tecnológica próxima e a adaptação do planejamento4. Entrada de veículos elétricos e híbridos no horizonte 20265. Plano é Indicativo e facilitador de acesso à informação contestável6. Plano indicativo de expansão de geração e decisões executivas7. Representação mais granular de recursos em modelos de planejamento8. Atendimento à demanda máxima de potência e flexibilidade operativa9. Mudanças climáticas e geração de eletricidade10. Planejamento proativo da transmissão11. Empreendimentos da Abengoa12. Eficiência energética no brasil: desafios e perspectivas13. Como a variável ambiental contribui para a definição da expansão?14. Como enfrentar os desafios para a expansão hidrelétrica?15. Entenda a meta da COP-21 do Brasil16. Mitigação de GEE: é possível ir além?17. Caminhos flexíveis para a matriz energética
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Representação de incertezas
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• Expansão para o Cenário de Demanda Alternativa
• Cenário “Incerteza da Demanda”
• Redução do Custo para Solar Fotovoltaica
• Restrição total para UHE (considerando carvão)
• Cenário Nordeste (restrição hídrica)
• Expansão “livre” (econômica)
• Efeito das políticas energéticas sobre o custo da expansão do sistema
Cenários What-if no PDE 2026Expansão da Geração
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Análise de custos incrementais
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1. Expansão “Dirigida”• Expansão puramente econômica +
• Fixação da expansão da oferta eólica uniforme a partir de 2021;
• Indicação de expansão fotovoltaica de no mínimo 1.000 MW/ano a partir de 2021;
2. Alternativa de Referência• Alternativa Dirigida +
• Fixação da expansão da oferta eólica e solar fotovoltaica adicional em 2020;
• Indicação, para o ano de 2023, de UTE a GN com 1.500 MW na região Nordeste;
• A utilização de um modelo de decisão de investimentos permite analisar custos incrementais de cenários alternativos de expansão, explicitando custos de políticas públicas de uma expansão em relação a outra
Análises de custos incrementaisExemplo: Expansão Livre, Dirigida e Referência
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-
2.000
4.000
6.000
jan/21 jan/22 jan/23 jan/24 jan/25 jan/26
Milh
ões
R$
Expansão ReferênciaCustos Mensais de Investimento e
de Operação
-
2.000
4.000
6.000
jan/21 jan/22 jan/23 jan/24 jan/25 jan/26
Milh
ões
R$
Expansão DirigidaCustos Mensais de Investimento e
de Operação
2.600
2.800
3.000
3.200
3.400
3.600
2021 2022 2023 2024 2025 2026
MW
mé
dio
s
Acréscimo de mercado de energia
2021 a 2026
34R$/MWh
Exemplo: custos incrementais: (“referência” – “dirigida”)
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• Modelos computacionais
• Modelos com maior granularidade (locacional & temporal)
• Modelos com melhor representação de incerteza, correlações e outras commodities
• Bases de dados (flexibilidade operativa, dados mais granulares)
• Maior conhecimento do potencial dos recursos e Interface com outras commodities
• Detalhamento e identificação de hidrelétricas para compor portfolio de recursos para a expansão
• Potencial técnico de Biomassa e PCH para acompanhamento da curva de carga e estudo de arranjos comerciais que incentivem sua utilização.
• Estudar potencial de Biomassa Florestal
• Maior integração entre os estudos de geração e transmissão
• Melhor representação das alternativas de armazenamento
• Efeito de mudanças climáticas
• Equacionamento comercial do suprimento da ponta & flexibilidade operativa
Aprimoramentos nos Estudos da Geração
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PDE 2026:1. Setor Elétrico
2. Petróleo, gás natural e biocombustíveis3. Matriz energética e meio ambiente
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Produção de Petróleo eGás Natural
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1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 20171ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
1,5 1,4 1,2 1,3 1,2
1,0 1,2 1,8
3,03,8
2,6 2,83,1
4,4
5,2
0
1
2
3
4
5
6
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
PRODUÇÃO DE PETRÓLEO: TERRA, PÓS-SAL E PRÉ-SAL
Fonte: EPE
Terra
Pós-Sal
Pré-Sal
Em milhões de barris por dia
6%
56%
38%
2016
2%24%
74%
2026
Declínio natural da produção do pós-sal
Aumento significativo da participação da produção do pré-sal
7,1% a.a.
14,4% a.a.
-1,7% a.a.
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PRODUÇÃO DE PETRÓLEO POR TIPO DE CONTRATO
Fonte: EPE
Concessão
Partilha
Cessão Onerosa
Não Contratado
Em milhões de barris por dia
2,6
0,9
1,6
2,6 2,83,1
4,4
5,2
0
1
2
3
4
5
6
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
2016
51%
17%
32%
1%
2026
100%
O aumento da produçãovem principalmente doscontratos de partilha e dacessão onerosa
7,1% a.a.
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1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 20171ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
57 61 69 7295
104 106115
147
185
0
40
80
120
160
200
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
PRODUÇÃO BRUTA E LÍQUIDA DE GÁS NATURAL
Fonte: EPE
Produção Líquida
Injeção
Consumo em E&P
Queima
Em milhões de m3 por dia
6,0% a.a.
5,3% a.a.
54%29%
12%4%
2016
51%
31%
15%4%
2026
57
27
30
13
Produção Bruta
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Abastecimento de Derivados de Petróleo
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1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 20171ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
44
4953
59
66
7174
7678 79 80
30
40
50
60
70
80
90
100
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
PREÇOS DE PETRÓLEO BRENT
Fonte: EPE
Brent
Em US$ (Jun2016) por barril
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1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 20171ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
44
80
54
98
57
89
53
95
23
38
33
66
20
40
60
80
100
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
PREÇOS DOS PRINCIPAIS DERIVADOS
Fonte: EPE
Brent
Em US$ (Jun2016) por barril
GLP
Óleo Combustível BTE
Gasolina A
Querosene de Aviação
Óleo Diesel 10 ppm
GLP
Óleo Combustível BTE
Brent
Gasolina A
Querosene de Aviação
Óleo Diesel 10 ppm
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DEMANDA NACIONAL DOS PRINCIPAIS DERIVADOS DE PETRÓLEO
Em mil m3 por dia
148
88
37 33
19 20 18
179
78
4334
24 24 21
0
40
80
120
160
200
ÓleoDiesel A
Gasolina A GLP Nafta QAV ÓleoCombustível
Coque
2017 2026
Fonte: EPE
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INVESTIMENTOS PREVISTOS EM REFINO
2018 2023
2,5 milhõesbarris por dia
RNEST, 1º trem
2017 2026
130mil barrispor dia
RNEST, 2º trem
130mil barrispor dia
aumento de 100 para início de operação
2,3 milhõesbarris por dia
Fonte: EPE, Petrobras
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BALANÇO NACIONAL DE PETRÓLEO
2,1
2,5
3,5
5,2
1,8 1,8 2,0 2,1
0,30,2 0,2 0,2
0,6 0,8
1,8
3,3
-
1
2
3
4
5
6
2010 2016 2021 2026
Produção Processamento Importação Exportação
projeção
31%
2010
32%
2016 51%202165%
2026
histórico
Exportação /
Produção
Em milhões de barris por dia
Fonte: EPE, ANP
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BALANÇO NACIONAL DE DERIVADOS: ÓLEO DIESEL A
Em mil m3 por dia
114
136124
137151 150
135
163
143153
166179
0
50
100
150
200
250
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Produção Demanda
-21-27
-19 -15
-24-15
-29-50
-40
-30
-20
-10
0
Saldo Líquido
histórico projeção
Fonte: EPE, ANP
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BALANÇO NACIONAL DE DERIVADOS: GASOLINA A
63
8276 75
74
7463
8792
86
77
72
78
0
20
40
60
80
100
120
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Demanda
0
-13-10
0 0
1
0
-4
-15
-10
-5
0
5
Saldo Líquido
histórico projeção
ProduçãoEm mil m3 por dia
Fonte: EPE, ANP
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Oferta de Gás Natural
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INFRAESTRUTURA EXISTENTE DE TRANSPORTE DE GÁS NATURAL
Fonte: EPE
9,4malha de gasodutos
de transporte
mil km
187pontos de entrega
(citygates)
33estações de
compressão
14pólos de
processamento
(95,6 milhões m3/d)
3terminais de GNL
(41 milhões m3/d)
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1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 20171ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
43 4349 50
59
5761
6972
95
0
20
40
60
80
100
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
PRODUÇÃO LÍQUIDA E OFERTA NACIONAL DE GÁS NATURAL
Fonte: EPE
Oferta Nacional
(malha integrada)
Oferta em
Sistemas Isolados
Absorção
em UPGNs
Não Disponível
para UPGNs
Em milhões de m3 por dia
5,3% a.a.
3,1% a.a.
76%
7%
7%9%
2016
62%17%
15%5%
2026
16
15
44
Empresa de Pesquisa Energética
Ministério de Minas e Energia
Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 20171ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
28
46
15
1330
20
4141
114120
0
20
40
60
80
100
120
140
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
OFERTA POTENCIAL DE GÁS NATURAL (MALHA INTEGRADA)
Fonte: EPE
Gás Natural
Nacional Associado
Gás Natural
Nacional Não Associado
Importação via Gasodutos
Importação via GNL
Em milhões de m3 por dia
0,5% a.a.
Importações da Bolívia: 20 milhões m³/d a partir de 2022
Manutenção dos terminais de GNL existentes
Empresa de Pesquisa Energética
Ministério de Minas e Energia
Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 20171ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
5466
34
34
15
8
8
97
123
78 78
114
120
0
20
40
60
80
100
120
140
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
BALANÇO DE GÁS NATURAL DA MALHA INTEGRADA
Fonte: EPE
Demanda não termelétrica
Demanda termelétrica
a gás natural
Demanda termelétrica
indicativa Ciclo Combinado
Demanda termelétrica
bicombustível
Em milhões de m3 por dia
Demanda Total
(despacho máximo)
Demanda Total
(despacho médio)
Oferta Total
(malha integrada)
Saldo positivo no início do período: possibilidade de
descontratação temporária de terminais de GNL
Empresa de Pesquisa Energética
Ministério de Minas e Energia
Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 20171ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
INVESTIMENTOS PREVISTOS E INDICATIVOS NO SETOR DE GÁS NATURAL
Fonte: EPE
Gasoduto de Transporte
Itaboraí-Guapimirim
(previsto)
Empresa de Pesquisa Energética
Ministério de Minas e Energia
Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 20171ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
INVESTIMENTOS PREVISTOS E INDICATIVOS NO SETOR DE GÁS NATURAL
Fonte: EPE
Ampliação UPGN Catu
UPGN Acre
Polos de Processamento futuros
UPGN Amazonas
Ampliação UPGN Cabiúnas
Ampliação UPGN Atalaia
Ampliação UPGN Urucu
Investimentos previstos
Investimentos indicativos
UPGN São Francisco
UPGN Parecis
UPGN Parnaíba
UPGN Foz do Amazonas
UPGN COMPERJ
Unidades de
Processamento
de Gás Natural
(UPGNs)
Empresa de Pesquisa Energética
Ministério de Minas e Energia
Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 20171ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
INVESTIMENTOS PREVISTOS E INDICATIVOS NO SETOR DE GÁS NATURAL
Fonte: EPE
Terminais de
Regaseificação
de GNL
Terminais de regaseificaçãode GNL futuros
GNL Barra dos Coqueiros/SE
Investimentos previstos
Empresa de Pesquisa Energética
Ministério de Minas e Energia
Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
Empresa de Pesquisa Energética
Ministério de Minas e Energia
Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
Oferta de Biocombustíveis
Empresa de Pesquisa Energética
Ministério de Minas e Energia
Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 20171ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
FLUXO DE UNIDADES PRODUTORAS
Fonte: EPE, MAPA, UNICA, UDOP
8
24 26
34
21
13
5 2 3 1 2
1 1
1 1 2 2 2 2 2 2
2
7 3
2 4 3 3
-4 -5 -5
-19 -20 -17 -15 -11
-3 -3
-30
-20
-10
0
10
20
30
40
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Histórico
Novas Unidades
Fechamento
Reativação
Em unidades
projeçãohistórico
Empresa de Pesquisa Energética
Ministério de Minas e Energia
Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 20171ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
PRODUTIVIDADE, CANA COLHIDA E DESTINAÇÃO PARA ETANOL E AÇÚCAR
Fonte: EPE, MAPA, UNICA, UDOP
Em milhões de
toneladas de cana
671 668 690721 747 763 777 790 799 809 820
73 74 7477
78 79 80 81 82 82 83
30
40
50
60
70
80
90
0
200
400
600
800
1.000
1.200
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Em tonelada de cana
por hectare
Cana para Açúcar
Cana para Etanol
Produtividade
45%55% 2016
39%
61%2026
2,0% a.a.
Empresa de Pesquisa Energética
Ministério de Minas e Energia
Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 20171ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
OFERTA TOTAL DE ETANOL
Fonte: EPE, MAPA, ANP
Em bilhões de litros
11 12 11 11 12
17 15 23
28 31
29 29
35
39
44
0
10
20
30
40
50
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Etanol Anidro Nacional
Etanol Anidro Importado
38%
3%
59%2016
27%
1%
72%
2026
6,2% a.a.
Etanol Hidratado
0,4% a.a.
4,1% a.a.
Empresa de Pesquisa Energética
Ministério de Minas e Energia
Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 20171ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
DEMANDA TOTAL DE ETANOL
Fonte: EPE
Em bilhões de litros
12 12 10 10 10
15 14 21
26 29
1 1
1
1
1
2 2
2
3
3
3029
35
39
44
0
10
20
30
40
50
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Etanol Anidro Carburante
Etanol Hidratado Carburante
39%
52%
4%6%
2016
24%
66%
3%6%
2026
6,4% a.a.
Outros Usos
-1,0% a.a.
3,8% a.a.
Exportação
Empresa de Pesquisa Energética
Ministério de Minas e Energia
Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 20171ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
2,8 2,8
3,53,8
4,1
5,5 5,5
6,16,5
6,7
1,5 1,5 1,8 1,9 1,9
0
1
2
3
4
5
6
7
8
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
ENERGIA CONTRATADA NO ACR E POTENCIAL DEEXPORTAÇÃO DE ELETRICIDADE GERADA POR BAGAÇO
Fonte: EPE, CCEE
Em GW méd
Curva Baseada no Histórico
Energia Contratada no ACR
Potencial Técnico
Empresa de Pesquisa Energética
Ministério de Minas e Energia
Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 20171ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
CAPACIDADE DE PROCESSAMENTO E CONSUMOOBRIGATÓRIO DE BIODIESEL
Fonte: EPE
Em milhões de litros
Região
2017 2026
Capacidade
Instalada
Consumo
ObrigatórioBalanço
Capacidade
Instalada
Consumo
ObrigatórioBalanço
Norte 242 474 (232) 242 874 (633)
Nordeste 455 679 (224) 506 1.224 (718)
Sul 2.920 848 2.073 3.154 1.479 1.675
Sudeste 994 1.774 (780) 1.156 2.897 (1.741)
Centro-Oeste 2.924 649 2.275 3.700 1.198 2.502
Brasil 7.535 4.424 3.111 8.758 7.673 1.085
Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
PDE 2026:1. Setor Elétrico
2. Petróleo, gás natural e biocombustíveis3. Matriz energética e meio ambiente
Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
(*) Crescimento tomando por base valores de 2016 estimados.
Por fonte
Oferta Interna de Energia
Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
A variável ambiental no PDE 2026Contribuindo para a definição da expansão
Análises orientadas pelo conceito de Sustentabilidade
Minimização dos impactos
socioambientais na produção, geração e transmissão de
energia
Discussões sobre mudança do clima
Análise processual das usinas hidrelétricasestima o ano possível para entrada em operação das UHEs, considerando os prazos para os estudos de engenharia e ambientais, para o licenciamento ambiental e para a construção da UHE.
Análise da complexidade socioambiental das unidades produtivas de petróleo e gás naturalclassifica a complexidade das UPs e estima o tempo para o licenciamento ambiental, ajustando a previsão de início da produção. Pr
emis
sas
da
anál
ise
soci
oam
bie
nta
l
Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
Ano de referência 2025
NDC: Acompanhamento PDE 2026
Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
332
462
417
469482
0
100
200
300
400
500
600
2005 2015 2020 2025 2026
MtC
O2e
Emissões fugitivas
Industrial
Transportes
Agropecuário
Público
Comercial
Residencial
Setor Energético
Setor Elétrico
Emissões por setor e compromissos – PNMC (2020) e NDC (2025)
Ano de baixa hidrologia
PNMC:634 a 680
NDC: 598*
*Nota Técnica EPE: O Compromisso do Brasil no Combate às Mudanças Climáticas: Produção e Uso de Energia
Participação setorial nas emissões de GEE
Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
Energia Renovável vs. Não-Renovável
Matriz energética brasileira
Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia
1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017
Avenida Rio Branco, 1 - 11o andar 20090-003 - Centro - Rio de Janeiro
http://www.epe.gov.br/
Twitter: @EPE_BrasilFacebook: EPE.Brasil
Luiz Augusto Barroso Presidente
E-mail: [email protected] Telefones: + 55 (21) 3512 – 3110/3111
------------------------------------------------------
Alvaro Pereira Diretor de Gestão Corporativa
Amilcar Guerreiro Diretor de Estudos de Energia Elétrica
José Mauro Coelho Diretor de Estudos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis
Ricardo Gorini Diretor de Estudos Econômico-Energéticos e Ambientais
Carlos Henrique B. Carvalho Chefe de Gabinete
Angela Livino Emílio Matsumura Rafael Ferreira Assessoria da Presidência