PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERGIA 2008/2017

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1 PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERGIA 2008/2017
Panorama da Oferta e Demanda de Energia para a Região Norte Gelson Baptista Serva Diretor de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis Empresa de Pesquisa Energética - EPE Rio de Janeiro, 29 de abril de 2009

2 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA
1. DEMANDA DE ENERGIA 1.1. DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA 1.2. DEMANDA DE COMBUSTÍVEIS 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA 2.1. GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 2.2. TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 3. OFERTA DE COMBUSTÍVEIS 3.1. RESERVAS E PRODUÇÃO DE PETÓLEO E GÁS NATURAL 3.2. OFERTA DE DERIVADOS DE PETRÓLEO 3.3. OFERTA DE GÁS NATURAL 3.4. OFERTA DE BIOCOMBUSTÍVEIS

3 DA ABORDAGEM DOS ESTUDOS DE DEMANDA
VISÃO GERAL DA ABORDAGEM DOS ESTUDOS DE DEMANDA (2007)

4 CENÁRIO MACROECONÔMICO
PRINCIPAIS PARÂMETROS MACROECONÔMICOS (médias anuais por período) DISCRIMINAÇÃO Taxa de poupança (% PIB) 17,3 19,8 Crescimento da PTF (% a.a.)(1) 1,5 1,7 Preço do petróleo (US$/barril)(2) 49,4 85,1 Crescimento da economia mundial (% a.a.) 4,6 4,3 TAXA DE INVESTIMENTO(3) VERSUS TAXA DE CRESCIMENTO DO PIB Taxa de investimento total (% PIB) 16,7 Taxa de investimento público (% PIB) 3,2 3,4 Taxa de crescimento do PIB (% a.a.)(4) 3,9 4,9 PRINCIPAIS VARIÁVEIS DO DESEMPENHO DO SETOR PÚBLICO Superávit Primário (% PIB) 4,1 2,2 Superávit Nominal (% PIB) -3,2 -0,2 Dívida Líquida do Setor Público (% PIB) 47,8 26,8 EVOLUÇÃO DAS PRINCIPAIS VARIÁVEIS DO SETOR EXTERNO (US$ 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 Notas: (1) Produtividade Total dos Fatores. (2) Preço médio do petróleo tipo Brent (US$/barril). (3) Médias das taxas de investimento a preços correntes. (4) Crescimento do PIB de 4% em 2009 e de 5% ao ano, em média, no período

5 CENÁRIO DEMOGRÁFICO (*) CRESCIMENTO DA POPULAÇÃO NA REGIÃO NORTE
milhões de habitantes 2007 2017 188,6 204,1 15,5 POPULAÇÃO 1,2% a.a. ( ) Taxa de crescimento da população (%) CRESCIMENTO DA POPULAÇÃO NA REGIÃO NORTE 14,2 milhões (2007) 16,8 milhões (2007) 1,7% a.a. (*) Valores atualizados em dezembro/2008, conforme dados do IBGE.

6 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA
1. DEMANDA DE ENERGIA 1.1. DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA 1.2. DEMANDA DE COMBUSTÍVEIS 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA 2.1. GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 2.2. TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 3. OFERTA DE COMBUSTÍVEIS 3.1. RESERVAS E PRODUÇÃO DE PETÓLEO E GÁS NATURAL 3.2. OFERTA DE DERIVADOS DE PETRÓLEO 3.3. OFERTA DE GÁS NATURAL 3.4. OFERTA DE BIOCOMBUSTÍVEIS

7 INDICADORES DO MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA MÉDIA ANUAL DE LIGAÇÕES
CONSUMO RESIDENCIAL Consumo médio residencial (*) (por consumidor) Número de consumidores residenciais (NCR) (versus População) kWh/mês milhões 204 179 178 190 1,2% a.a. Racionamento 1,5% a.a. 2,2% a.a. 147 146 152 69 54 2,7% a.a. 4,1% a.a. 26 (*) Projeção resultante de modelo de demanda por uso final. (milhões) 2007 2017 53,3 63,0 9,8 N0 DE DOMICÍLIOS MÉDIA ANUAL DE LIGAÇÕES  1,7 milhão  1,6 milhão

8 CONSUMO DE ELETRICIDADE NA REDE
POR CLASSE DE CONSUMO % médio ao ano TWh 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 (*) Valores estimados, utilizados na elaboração das projeções.

9 CONSUMO DE ELETRICIDADE NA REDE POR SUBSISTEMA ELÉTRICO
% médio ao ano TWh 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 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).

10 EVOLUÇÃO DA ESTRUTURA POR SUBSISTEMA
CONSUMO FINAL NA REDE EVOLUÇÃO DA ESTRUTURA POR SUBSISTEMA 2017 2008

11 AUTOPRODUÇÃO DE ELETRICIDADE (*)
TWh 41,3 62,7 100,3 21,4 37,6 (*) Autoprodução: geração de energia elétrica no próprio sítio da unidade consumidora, sem utilização da rede do sistema elétrico (rede de transmissão e/ou distribuição).

12 CONSUMO DE ELETRICIDADE COMPARAÇÃO ENTRE PAÍSES
Consumo de eletricidade e PIB per capita BRASIL Jamaica Cazaquistão Chile Argentina BRASIL 2017 Portugal Grécia Itália Reino Unido Alemanha Japão Canadá EUA Uruguai África do Sul Rússia Elaboração EPE, com base em dados da IEA Dados relativos ao ano de 2006

13 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA
1. DEMANDA DE ENERGIA 1.1. DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA 1.2. DEMANDA DE COMBUSTÍVEIS 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA 2.1. GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 2.2. TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 3. OFERTA DE COMBUSTÍVEIS 3.1. RESERVAS E PRODUÇÃO DE PETÓLEO E GÁS NATURAL 3.2. OFERTA DE DERIVADOS DE PETRÓLEO 3.3. OFERTA DE GÁS NATURAL 3.4. OFERTA DE BIOCOMBUSTÍVEIS

14 VEÍCULOS LEVES CICLO OTTO PERFIL DA FROTA POR COMBUSTÍVEL
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% 106 veículos % veículos flex 74% No total veículos: 2008  23,2 milhões 2017  37,1 milhões 30%

15 VEÍCULOS LEVES CICLO OTTO DEMANDA DE COMBUSTÍVEIS LÍQUIDOS
16,2% a.a. -2,7% a.a. -3,5% a.a.

16 CONSUMO FINAL ENERGÉTICO DE DIESEL/BIODIESEL (106 m3) (*)
Associado ao crescimento do PIB Concentração do transporte público (ônibus urbanos e interurbanos) e do transporte de carga (caminhões) no modal rodoviário Total 43,0 (106 m³) 5,2% a.a. Total 68,1 (106 m³) 2008 2017 (*) não inclui consumo do setor energético

17 CONSUMO FINAL ENERGÉTICO DE ÓLEO COMBUSTÍVEL (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 3,5% a.a. Total: 8,1 (106 m³) Total: 11,0 (106 m³) (*) não inclui consumo do setor energético

18 CONSUMO FINAL ENERGÉTICO DE GÁS NATURAL (106 m³/dia) (*)
Crescimento anual do gás natural inferior ao histórico recente 4,8% a.a. Total: 35,4 (106 m³/dia) Total: 53,9 % ao ano (*) não inclui consumo do setor energético

19 CONSUMO FINAL ENERGÉTICO DE QAV, GLP E OUTROS SECUNDÁRIOS DE PETRÓLEO (106 m³) (*)
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 4,3% a.a. 2,3% a.a. 5,2% a.a. Legenda QAV: Querosene de Aviação GLP: Gás Liquefeito de Petróleo Outros secundários de Petróleo: Gás de refinaria, coque e outros. (*) não inclui consumo do setor energético

20 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA
1. DEMANDA DE ENERGIA 1.1. DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA 1.2. DEMANDA DE COMBUSTÍVEIS RESULTADOS CONSOLIDADOS 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA 2.1. GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 2.2. TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 3. OFERTA DE COMBUSTÍVEIS 3.1. RESERVAS E PRODUÇÃO DE PETÓLEO E GÁS NATURAL 3.2. OFERTA DE DERIVADOS DE PETRÓLEO 3.3. OFERTA DE GÁS NATURAL 3.4. OFERTA DE BIOCOMBUSTÍVEIS

21 ESTRUTURA DO CONSUMO FINAL ENERGÉTICO (*)
POR FONTE (%) 2008 2017 (*) não inclui consumo do setor energético

22 CONSUMO FINAL ENERGÉTICO (*)
POR FONTE 106 tep Energéticos 2008 2012 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 (*) não inclui consumo do setor energético

23 COMPARAÇÃO ENTRE PAÍSES
CONSUMO DE ENERGIA COMPARAÇÃO ENTRE PAÍSES Consumo de energia e PIB per capita BRASIL Jamaica Cazaquistão Chile Argentina BRASIL 2017 Portugal Grécia Itália Reino Unido Alemanha Japão Canadá EUA Uruguai África do Sul Rússia Elaboração EPE, com base em dados da IEA Dados relativos ao ano de 2006 23

24 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA
1. DEMANDA DE ENERGIA 1.1. DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA 1.2. DEMANDA DE COMBUSTÍVEIS 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA 2.1. GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 2.2. TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 3. OFERTA DE COMBUSTÍVEIS 3.1. RESERVAS E PRODUÇÃO DE PETÓLEO E GÁS NATURAL 3.2. OFERTA DE DERIVADOS DE PETRÓLEO 3.3. OFERTA DE GÁS NATURAL 3.4. OFERTA DE BIOCOMBUSTÍVEIS

25 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA
1. DEMANDA DE ENERGIA 1.1. DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA 1.2. DEMANDA DE COMBUSTÍVEIS 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA 2.1. GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 2.2. TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 3. OFERTA DE COMBUSTÍVEIS 3.1. RESERVAS E PRODUÇÃO DE PETÓLEO E GÁS NATURAL 3.2. OFERTA DE DERIVADOS DE PETRÓLEO 3.3. OFERTA DE GÁS NATURAL 3.4. OFERTA DE BIOCOMBUSTÍVEIS 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

26 CRITÉRIOS 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.

27 FONTES DE GERAÇÃO Estudos de Inventário e Viabilidade
PCH UHE Estudos de Inventário e Viabilidade BIOMASSA EÓLICA Projetos Estruturantes/ Estratégicos UTE NUCLEAR Programa de Incentivos às Fontes Alternativas COGERAÇÃO/ OUTROS REPOTEN- CIAÇÃO Projetos em desenvolvimento por Agentes de Geração

28 POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW)
EXPANSÃO DA GERAÇÃO POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW) 2009

29 POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW)
EXPANSÃO DA GERAÇÃO POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW) 2010

30 POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW)
EXPANSÃO DA GERAÇÃO POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW) 2011

31 POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW)
EXPANSÃO DA GERAÇÃO POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW) 2012

32 POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW)
EXPANSÃO DA GERAÇÃO POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW) 2013

33 POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW)
EXPANSÃO DA GERAÇÃO POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW) 2014

34 POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW)
EXPANSÃO DA GERAÇÃO POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW) 2015

35 POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW)
EXPANSÃO DA GERAÇÃO POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW) 2016

36 POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW)
EXPANSÃO DA GERAÇÃO POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW) 2017

37 RESULTADOS DAS SIMULAÇÕES
146 R$/MWh

38 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.

39 EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA POR FONTE (MW)

40 EVOLUÇÃO DA PARTICIPAÇÃO DAS FONTES DE GERAÇÃO
MAI/2008 DEZ/2017 Fontes Renováveis: 80 % Hidrelétricas = 71% Fontes Alternativas = 9% Fontes Renováveis: 87% Hidrelétricas = 82% Fontes Alternativas = 5%

41 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA DA GERAÇÃO VALORES GLOBAIS PARA O SIN
MAI/2008 DEZ/2017 101 GW 155 GW

42 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA EM HIDROELETRICIDADE
MAI/2008 DEZ/2017 81 GW 110 GW

43 EMISSÃO DE GASES DE EFEITO ESTUFA (GEE)
Valor acumulado no período decenal Termelétricas: 296 Mt CO2eq 39 MtCO2eq.)

44 DIRETRIZES E PREMISSAS
Configuração dos Subsistemas e Interligações: LEGENDA SE/CO: Sudeste/Centro-Oeste S: Sul NE: Nordeste N/Man: Norte/Manaus/Macapá IV: Ivaiporã IT: Itaipu TP: Tapajós IMP: Imperatriz BM: Belo Monte AC/RO/MD: Acre/Rondônia/Madeira N/ N/ Man Man /AP /AP IMP BM BM TP TP NE NE AC/RO/MD AC/RO/MD SE/CO SE/CO IT IT IV Interligação Existente Expansão Licitada Expansão Planejada S S

45 DESENVOLVIMENTO DOS ESTUDOS DE TRANSMISSÃO
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

46 EXPANSÃO DAS INTERLIGAÇÕES
Aumento da capacidade de exportação do Nordeste considerando o potencial contratado no LEN 2008 N/ N/ Man Man /AP /AP IMP 750 MW BM BM TP TP NE NE AC/RO/MD AC/RO/MD Início da motorização da primeira usina do rio Madeira 2780 MW SE/CO ANO: 2012 SE/CO IT IT IV Interligação Existente Expansão Licitada Expansão Planejada S S

47 INTEGRAÇÃO DAS USINAS DO RIO MADEIRA
500 kV 230 kV +600 kV Distância entre faixas:10 km 440 kV Araraquara Atibaia N. Iguaçu 345 kV 250 km 350 km 3 x 1250 138 kV Jauru Jirau 3.300MW S.Antônio MW Coletora Porto Velho Rio Branco Ribeirãozinho Samuel Pimenta Bueno Vilhena Cuiabá Itumbiara Jiparaná Ariquemes Rio Verde Back-to-back 2x400MW 2 x 3150 MW km Trindade 305 km 160 km 30km 41km 150km 118km 160km 354km 335km 360km 242km 200km 165km Alternativa em corrente contínua Leilão realizado em

48 EMPREENDIMENTOS RECOMENDADOS PARA LICITAÇÃO EM 2008 - NORTE
Empreendimentos Recomendados para Licitações em Norte EMPREENDIMENTOS RECOMENDADOS PARA LICITAÇÃO EM NORTE LT Jurupari-Oriximiná 500 kV CD 370 km – 2012 (leilão 004/2008) LT Jurupari-Laranjal 230 kV CD 95 km LT Laranjal - Macapá 230 kV CD 244 km Total 339 km 2012 (leilão 004/2008) LT Oriximiná-Itacoatiara 500 kV CD 370 km – 2012 (leilão 004/2008) LT Itacoatiara-Cariri 500 kV CD 211 km – 2012 (leilão 004/2008) LT Xingu-Jurupari 500 kV CD 257 km – 2012 (leilão 004/2008) LT Tucurui-Xingu 500 kV CD 264 km – 2012 (leilão 004/2008) Interligação Tucuruí – Macapá - Manaus Total de 1472 km em LT 500 kV circuito duplo e 339 km LT 230 kV circuito duplo

49 EXPANSÃO DAS INTERLIGAÇÕES
Ampliação da capacidade de escoamento de energia do Norte Ampliação da capacidade de recebimento da região Norte 1650 MW N/ N/ Man Man /AP /AP 2600 MW IMP Ampliação da interligação Norte-Sul BM BM 1100 MW TP TP NE NE AC/RO/MD AC/RO/MD Aumento da capacidade de intercâmbio Continuação da motorização das usinas do Rio Madeira 1000 MW 3100 MW SE/CO SE/CO ANO: 2014 IT IT IV Interligação Existente Expansão Licitada Expansão Planejada S S

50 EMPREENDIMENTOS RECOMENDADOS PARA LICITAÇÕES FUTURAS - NORTE
LT Itacaiúnas – Carajás C3 230 kV km LT P. Dutra – Miranda C3 500 kV 195 km LT S. Luís II – S. Luís III C2 230 kV 39 km LT P. Dutra – Açailândia C2 500 kV 416 km Total de: 611 km de LT em 500 kV 149 km de LT em 230 kV

51 EXPANSÃO DAS INTERLIGAÇÕES
Man Man /AP /AP IMP Início da motorização de Belo Monte 2600 MW BM BM TP TP NE NE AC/RO/MD AC/RO/MD 1500 MW Início da motorização das usinas do rio Teles Pires SE/CO SE/CO IT IT ANO: 2015 IV Interligação Existente Expansão Licitada Expansão Planejada S S

52 INTEGRAÇÃO DA UHE BELO MONTE (EM ESTUDO)
Tucurui Marabá M A N U S Xingu Imperatriz Itacaiaunas 5 km 200 km 350 km N O R D E S T Belo Monte Colinas 2100 km Referencial Miracema Sistema Referencial Entrada da usina: a partir de 2015 Gurupi Estreito Serra da Mesa 210 km 325 km 560 km Nova Iguaçu Atibaia Araraquara

53 INTEGRAÇÃO DAS USINAS DA BACIA DO TELES PIRES (EM ESTUDO)
SE Coletora Norte 500 kV (Paranaita?Alta Floresta?) SE Coletora Sinop 500 kV SE Seccionadora (Paranatinga?) Sistema Referencial Entrada das usinas: a partir de janeiro/2015 São Manoel 746 MW Janeiro 2015 Colider – 342 MW Foz do Apiacás 275 MW Sinop – 461 MW 100 km 85 km Sinop 230 kV 300 km 400 km 310 km Teles Pires MW Janeiro 2016 45 km I T U M B A R SE Ribeirãozinho 500 kV

54 EXPANSÃO DAS INTERLIGAÇÕES
Man Man /AP /AP IMP Ampliação da interligação Norte-Sul para escoamento da geração de Belo Monte BM BM TP TP 1500 MW NE NE AC/RO/MD AC/RO/MD 1500 MW Continuação da motorização das usinas do rio Teles Pires 1500 MW Aumento da capacidade de intercâmbio SE/CO SE/CO IT IT IV ANO: 2016 Interligação Existente Expansão Licitada Expansão Planejada S S

55 EXPANSÃO DAS INTERLIGAÇÕES
Man Man /AP /AP IMP Continuação da motorização de Belo Monte BM BM 2900 MW TP TP NE NE AC/RO/MD AC/RO/MD 1500 MW Continuação da motorização das usinas do rio Teles Pires SE/CO Reforço necessário para escoar totalidade do subsistema Madeira, inclusive com a inclusão da usina Tabajara 1000 MW SE/CO IT IT IV Interligação Existente Expansão Licitada Expansão Planejada ANO: 2017 S S

56 ESTIMATIVA DE INVESTIMENTOS
Linhas de transmissão + 36 Mil Km = 123 Mil Km Subestações

57 DISTRIBUIÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO PELOS BIOMAS
ANÁLISE AMBIENTAL DISTRIBUIÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO PELOS BIOMAS Sistema existente Sistema planejado

58 DISTRIBUIÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO PELOS BIOMAS
ANÁLISE AMBIENTAL DISTRIBUIÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO PELOS BIOMAS Sistema existente Cerrado 26,75% Campos Sulinos 4,73% Caatinga 14,28% Amazônia 4,34% Mata Atlântica 45,78% Ecótonos Cerrado-Caatinga 0,40% Ecótonos Cerrado-Amazônia 1,14% Caatinga-Amazônia 2,11% Costeiro 0,46% Sistema planejado Mata Atlântica 18,52% Ecótonos Cerrado-Amazônia 3,07% Ecótonos Cerrado-Caatinga 0,39% Costeiro 0,41% Cerrado 45,43% Campos Sulinos 2,65% Caatinga 6,28% Amazônia 21,69% Caatinga-Amazônia 1,55%

59 EMISSÃO DE GASES DE EFEITO ESTUFA (GEE)
Emissões líquidas no período Total de emissões evitadas: 52 Mt.CO2 eq. Redução propiciada pela integração dos sistemas isolados de Manaus, Macapá e Acre-Rondônia 52 Mt CO² equival. 18% das emissões totais

60 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA
1. DEMANDA DE ENERGIA 1.1. DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA 1.2. DEMANDA DE COMBUSTÍVEIS 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA 2.1. GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 2.2. TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 3. OFERTA DE COMBUSTÍVEIS 3.1. RESERVAS E PRODUÇÃO DE PETÓLEO E GÁS NATURAL 3.2. OFERTA DE DERIVADOS DE PETRÓLEO 3.3. OFERTA DE GÁS NATURAL 3.4. OFERTA DE BIOCOMBUSTÍVEIS

61 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA
1. DEMANDA DE ENERGIA 1.1. DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA 1.2. DEMANDA DE COMBUSTÍVEIS 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA 2.1. GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 2.2. TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 3. OFERTA DE COMBUSTÍVEIS 3.1. RESERVAS E PRODUÇÃO DE PETÓLEO E GÁS NATURAL 3.2. OFERTA DE DERIVADOS DE PETRÓLEO 3.3. OFERTA DE GÁS NATURAL 3.4. OFERTA DE BIOCOMBUSTÍVEIS

62 Classificação dos recursos petrolíferos (óleo e gás)
PRODUÇÃO DE PETRÓLEO Classificação dos recursos petrolíferos (óleo e gás) NÃO DESCOBERTO CONTINGENTE RESERVA RECURSO 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

63 PRODUÇÃO DE PETRÓLEO Previsões feitas no início de 2008, com dados de reservas de RC somente inclui Tupi e Carioca, e as previsões de produção levaram em conta os projetos de produção divulgados pela Petrobras.

64 PRODUÇÃO DE PETRÓLEO Previsões feitas no início de 2008, com dados de reservas de RC somente inclui Tupi e Carioca, e as previsões de produção levaram em conta os projetos de produção divulgados pela Petrobras.

65 RAZÃO RESERVA / PRODUÇÃO (R/P)

66 Bacias Sedimentares, Produção de Petróleo e Concessões

67 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 ). 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.

68 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA
1. DEMANDA DE ENERGIA 1.1. DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA 1.2. DEMANDA DE COMBUSTÍVEIS 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA 2.1. GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 2.2. TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 3. OFERTA DE COMBUSTÍVEIS 3.1. RESERVAS E PRODUÇÃO DE PETÓLEO E GÁS NATURAL 3.2. OFERTA DE DERIVADOS DE PETRÓLEO 3.3. OFERTA DE GÁS NATURAL 3.4. OFERTA DE BIOCOMBUSTÍVEIS

69 OFERTA TOTAL BRASIL: MALHA INTEGRADA (EXCLUI REGIÃO NORTE)
EXPANSÃO DA OFERTA OFERTA TOTAL BRASIL: MALHA INTEGRADA (EXCLUI REGIÃO NORTE) 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 160,0 180,0 Milhões de m³/dia Não Descoberto (26 Mm³/dia) (17 Mm³/dia) Contingentes Bolívia: 30 Mm³/dia GNL: 35 Mm³/dia (65 Mm³/dia) Capacidade de Importação (58 Mm³/dia) Descobertos - 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Anos Descobertos Importação Contingentes Recursos Não Descobertos

70 BALANÇO DA OFERTA E DEMANDA DE GÁS NATURAL NO BRASIL
MALHA INTEGRADA (cenário referência) 20 40 60 80 100 120 140 160 180 Milhões m 3 /dia Oferta Total Térmicas Bicombustíveis Térmicas a Gás Oferta Total sem Recursos Não Descobertos Demanda Não-Termelétrica 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Anos Demanda Não-Termelétrica Térmicas a Gás Térmicas Bicombustíveis Oferta Total Oferta S/Recursos Não Descobertos

71 BALANÇO DA OFERTA E DEMANDA DE GÁS NATURAL NO BRASIL
(Cenário de sensibilidade com postergação de UHEs : 5,5 GW de novas Térmicas a Gás) Térmicas Bicombustíveis 20 40 60 80 100 120 140 160 180 Milhões m 3 /dia Oferta Total Térmicas Indicativas Térmicas a Gás Oferta Total sem Recursos Não Descobertos Demanda Não-Termelétrica 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Anos Demanda Não-Termelétrica Térmicas a Gás Térmicas Indicativas Térmicas Bicombustíveis Oferta Total Oferta S/Recursos Não-Descobertos

72 GASODUTO COARI - MANAUS
Previsão de conclusão em setembro de 2009

73 BALANÇO DA OFERTA E DEMANDA DE GÁS NATURAL – REGIÃO NORTE

74 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA
1. DEMANDA DE ENERGIA 1.1. DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA 1.2. DEMANDA DE COMBUSTÍVEIS 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA 2.1. GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 2.2. TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 3. OFERTA DE COMBUSTÍVEIS 3.1. RESERVAS E PRODUÇÃO DE PETÓLEO E GÁS NATURAL 3.2. OFERTA DE DERIVADOS DE PETRÓLEO 3.3. OFERTA DE GÁS NATURAL 3.4. OFERTA DE BIOCOMBUSTÍVEIS

75 PRODUÇÃO DE PETRÓLEO x DEMANDA DE DERIVADOS

76 HIPÓTESES DE EVOLUÇÃO DO PARQUE DE REFINO
TRAJETÓRIA II ADICIONAL À TRAJETÓRIA I: TRAJETÓRIA I REFINARIA PREMIUM I 300 mil bpd em 2013 e 300 mil bpd em 2015 REFINARIA PREMIUM II 150 mil bpd em 2014 e 150 mil bpd em 2016 AMPLIAÇÕES E NOVAS UNIDADES NO PARQUE ATUAL ( ) REFINARIA ABREU E LIMA 200 mil bpd em 2011 COMPERJ mil bpd em 2013 TRAJETÓRIA III ADICIONAL À TRAJETÓRIA I: REFINARIA PREMIUM I 300 mil bpd em 2014 e 300 mil bpd em 2016

77 OFERTA E DEMANDA DE DERIVADOS
PRODUÇÃO MÁXIMA DE DERIVADOS TRAJETÓRIA III

78 PROJEÇÕES DO BALANÇO OFERTA X DEMANDA DE DERIVADOS
ÓLEO DIESEL

79 PROJEÇÕES DO BALANÇO OFERTA X DEMANDA DE DERIVADOS
PRODUÇÃO X DEMANDA – QUEROSENE DE AVIAÇÃO (QAV)

80 PROJEÇÕES DO BALANÇO OFERTA X DEMANDA DE DERIVADOS
ÓLEO COMBUSTÍVEL

81 REFINARIA DE MANAUS ÓLEO COMBUSTÍVEL

82 REFINARIA DE MANAUS

83 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA
1. DEMANDA DE ENERGIA 1.1. DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA 1.2. DEMANDA DE COMBUSTÍVEIS 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA 2.1. GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 2.2. TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 3. OFERTA DE COMBUSTÍVEIS 3.1. RESERVAS E PRODUÇÃO DE PETÓLEO E GÁS NATURAL 3.2. OFERTA DE DERIVADOS DE PETRÓLEO 3.3. OFERTA DE GÁS NATURAL 3.4. OFERTA DE BIOCOMBUSTÍVEIS ETANOL BIODIESEL

84 PROJEÇÃO DA DEMANDA TOTAL, OFERTA E DA CAPACIDADE INDUSTRIAL DE PRODUÇÃO DE ETANOL
53,2 42 137 81 160 183 200 214 226 238 248 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 / Usina 350 ML / Usina 105 ML / Usina Média da capacidade de produção de etanol das novas usinas Média acumulada da produção de etanol anterior é de 64 ML / usina Demanda Interna Carburante Exportação Outros

85 DISTRIBUIÇÃO INTERNA E EXPORTAÇÃO DE ETANOL
ALCOOLDUTOS DISTRIBUIÇÃO INTERNA E EXPORTAÇÃO DE ETANOL 4 bilhões Litros/Ano Senador Canedo Uberaba Ribeirão Preto Paulínia Guararema São Sebastião Ilha D’Água REDUC 8 bilhões Litros/Ano Transpetro: Senador Canedo – São Sebastião Comprimento: km Investimento: US$ 1,57 Bilhões Previsão de Término: 2010 Informações adicionais que não constam no PDE: Acreditamos que deverá ocorrer algum tipo de sinergia ou integração entre os projetos, apesar de as empresas negarem. Volume exportado pela Uniduto deverá ser de 14 bilhões de litros.

86 DISTRIBUIÇÃO INTERNA E EXPORTAÇÃO DE ETANOL
ALCOOLDUTOS DISTRIBUIÇÃO INTERNA E EXPORTAÇÃO DE ETANOL Nova Olímpia Rondonópolis Cuiabá Campo Grande Presidente Epitácio Londrina REPAR Paranaguá 5 bilhões Litros/Ano Transpetro ou Governos de MS, GO e Federal: Nova Olímpia – Paranaguá Comprimento: km (aprox.) Ainda indefinido Informações adicionais que não constam no PDE: Acreditamos que deverá ocorrer algum tipo de sinergia ou integração entre os projetos, apesar de as empresas negarem. Volume exportado pela Uniduto deverá ser de 14 bilhões de litros.

87 DISTRIBUIÇÃO INTERNA E EXPORTAÇÃO DE ETANOL
ALCOOLDUTOS DISTRIBUIÇÃO INTERNA E EXPORTAÇÃO DE ETANOL Alto Taquari Costa Rica Santos Paranaíba SJ Rio Preto Paulínia 4,25 bilhões Litros/Ano Brenco: Alto Taquari - Santos Comprimento: km Investimento: R$ 5,5 Bilhão Previsão de Término: 2011 Informações adicionais que não constam no PDE: Acreditamos que deverá ocorrer algum tipo de sinergia ou integração entre os projetos, apesar de as empresas negarem. Volume exportado pela Uniduto deverá ser de 14 bilhões de litros.

88 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 (%) Açúcar 3,03 0,80 4,91 1,30 Etanol 3,98 1,05 9,69 2,56 2017 2008

89 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA
1. DEMANDA DE ENERGIA 1.1. DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA 1.2. DEMANDA DE COMBUSTÍVEIS 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA 2.1. GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 2.2. TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 3. OFERTA DE COMBUSTÍVEIS 3.1. RESERVAS E PRODUÇÃO DE PETÓLEO E GÁS NATURAL 3.2. OFERTA DE DERIVADOS DE PETRÓLEO 3.3. OFERTA DE GÁS NATURAL 3.4. OFERTA DE BIOCOMBUSTÍVEIS ETANOL BIODIESEL

90 LOCALIZAÇÃO E CAPACIDADE INSTALADA DAS USINAS DE BIODIESEL

91 PROJEÇÃO DE PREÇOS DIESEL E BIODIESEL POR INSUMO

92 BIODIESEL: CONSUMO OBRIGATÓRIO
A atual capacidade instalada já permite a efetivação do percentual obrigatório de 5% (B5) previsto para até 2013

93 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA
1. DEMANDA DE ENERGIA 1.1. DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA 1.2. DEMANDA DE COMBUSTÍVEIS 2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA 2.1. GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 2.2. TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 3. OFERTA DE COMBUSTÍVEIS 3.1. RESERVAS E PRODUÇÃO DE PETÓLEO E GÁS NATURAL 3.2. OFERTA DE DERIVADOS DE PETRÓLEO 3.3. OFERTA DE GÁS NATURAL 3.4. OFERTA DE BIOCOMBUSTÍVEIS  SÍNTESE DOS INVESTIMENTOS

94 SÍNTESE DOS INVESTIMENTOS
R$ bilhões Período % 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)

95 Ministério de Minas e Energia