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

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

2 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 (2007) VISÃO GERAL DA ABORDAGEM DOS ESTUDOS DE DEMANDA

4 (médias anuais por período) DISCRIMINAÇÃO Taxa de poupança (% PIB)17,319,8 Crescimento da PTF (% a.a.) (1) 1,51,7 Preço do petróleo (US$/barril) (2) 49,485,1 Crescimento da economia mundial (% a.a.) 4,64,3 TAXA DE INVESTIMENTO (3) VERSUS TAXA DE CRESCIMENTO DO PIB Taxa de investimento total (% PIB)16,719,8 Taxa de investimento público (% PIB)3,23,4 Taxa de crescimento do PIB (% a.a.) (4) 3,94,9 PRINCIPAIS VARIÁVEIS DO DESEMPENHO DO SETOR PÚBLICO Superávit Primário (% PIB)4,12,2 Superávit Nominal (% PIB)-3,2-0,2 Dívida Líquida do Setor Público (% PIB)47,826,8 EVOLUÇÃO DAS PRINCIPAIS VARIÁVEIS DO SETOR EXTERNO (US$ bilhões) Exportações117,3241,8 Importações79,3229,0 Balança Comercial37,912,8 Investimento Externo Direto (IED)19,430,5 Saldo em Transações Correntes (% PIB)0,4-1,3 (1) Produtividade Total dos Fatores. (4) Crescimento do PIB de 4% em 2009 e de 5% ao ano, em média, no período (3) Médias das taxas de investimento a preços correntes. Notas: (2) Preço médio do petróleo tipo Brent (US$/barril). CENÁRIO MACROECONÔMICO PRINCIPAIS PARÂMETROS MACROECONÔMICOS

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

6 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 kWh/mês milhões Consumo médio residencial (*) (por consumidor) Número de consumidores residenciais (NCR) (versus População) 147 (*) Projeção resultante de modelo de demanda por uso final. Racionamento ,2% a.a MÉDIA ANUAL DE LIGAÇÕES ,7 milhão ,6 milhão 1,2% a.a. 2,7% a.a ,5% a.a. 4,1% a.a. INDICADORES DO MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA CONSUMO RESIDENCIAL (milhões) ,3 63,0 9,8 N 0 DE DOMICÍLIOS

8 % médio ao ano Classe2008 (*) Residencial 94,3115,7147,4 Industrial 181,2212,3259,5 Comercial 61,179,4109,4 Outras 56,467,183,0 Total392,9474,6599,3 TWh (*) Valores estimados, utilizados na elaboração das projeções. CONSUMO DE ELETRICIDADE NA REDE POR CLASSE DE CONSUMO

9 % médio ao ano Nota: considera as interligações de Acre/Rondônia com o Sudeste/CO (2009) e dos sistemas isolada margem esquerda do Amazonas acom o subsistema Norte (2012). Subsistema2008 (*) Norte 26,640,355,6 Nordeste 54,365,985,5 Sudeste/CO 236,6288,1357,7 Sul 67,379,899,0 SIN384,7474,1597,8 Sistemas Isolados 8,30,51,5 Brasil392,9474,6599,3 TWh CONSUMO DE ELETRICIDADE NA REDE POR SUBSISTEMA ELÉTRICO

10 CONSUMO FINAL NA REDE EVOLUÇÃO DA ESTRUTURA POR SUBSISTEMA

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

12 Elaboração EPE, com base em dados da IEA Dados relativos ao ano de 2006 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 CONSUMO DE ELETRICIDADE COMPARAÇÃO ENTRE PAÍSES

13 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 10 6 veículos% veículos flex 30% 74% Venda média anual de veículos leves de 2008 a 2017: cerca de 3 milhões ( Venda em 2008: 2,7 milhões) Taxa média anual prevista de crescimento da frota de veículos leves: 4,8% Participação do motor flex-fuel nas vendas de automóveis de passeio de 93,5% VEÍCULOS LEVES CICLO OTTO PERFIL DA FROTA POR COMBUSTÍVEL N o total veículos: ,2 milhões ,1 milhões

15 10 6 m³ 16,2% a.a. -2,7% a.a. -3,5% a.a. VEÍCULOS LEVES CICLO OTTO DEMANDA DE COMBUSTÍVEIS LÍQUIDOS

16 Associado ao crescimento do PIB Concentração do transporte público (ônibus urbanos e interurbanos) e do transporte de carga (caminhões) no modal rodoviário CONSUMO FINAL ENERGÉTICO DE DIESEL/BIODIESEL (10 6 m 3 ) (*) 5,2% a.a. Total 43,0 (10 6 m³) Total 68,1 (10 6 m³) (*) não inclui consumo do setor energético

17 3,5% a.a. Total: 8,1 (10 6 m³) CONSUMO FINAL ENERGÉTICO DE ÓLEO COMBUSTÍVEL (10 6 m³) Total: 11,0 (10 6 m³) (*) não inclui consumo do setor energético 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

18 % ao ano 4,8% a.a. Total: 35,4 (10 6 m³/dia) Total: 53,9 (10 6 m³/dia) Crescimento anual do gás natural inferior ao histórico recente CONSUMO FINAL ENERGÉTICO DE GÁS NATURAL (10 6 m³/dia) (*) (*) não inclui consumo do setor energético

19 Legenda QAV: Querosene de Aviação GLP: Gás Liquefeito de Petróleo Outros secundários de Petróleo: Gás de refinaria, coque e outros. 4,3% a.a. 2,3% a.a. 5,2% a.a. QAV demanda altamente relacionada com o crescimento econômico GLP demanda guiada pelo crescimento de domicílios deslocamento pela entrada do gás natural Outros acompanham o crescimento previsto para o setor industrial CONSUMO FINAL ENERGÉTICO DE QAV, GLP E OUTROS SECUNDÁRIOS DE PETRÓLEO (10 6 m³) (*) (*) não inclui consumo do setor energético

20 1. DEMANDA DE ENERGIA 1.1. DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA 1.2. DEMANDA DE COMBUSTÍVEIS RESULTADOS CONSOLIDADOS 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 (%) (*) não inclui consumo do setor energético

22 CONSUMO FINAL ENERGÉTICO (*) POR FONTE Energéticos Derivados de Petróleo 76,284,5102,426,2 Gás Natural11,415,217,35,9 Eletricidade35,944,557,922,0 Lenha16,416,516,60,1 Bagaço de cana15,918,722,26,3 Álcool9,718,027,217,5 Biodiesel1,02,33,02,0 Outros21,926,134,112,2 Total188,4225,8280,692, tep (*) não inclui consumo do setor energético

23 Elaboração EPE, com base em dados da IEA Dados relativos ao ano de 2006 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

24 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 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 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 Riscos de déficit de mercado menores ou iguais a 5% (garantia de suprimento) Foram selecionadas as obras consideradas como sócio- ambientalmente viáveis e prazos necessários aos desenvolvimentos dos projetos. CRITÉRIOS

27 UHEPCH EÓLICABIOMASSA NUCLEARUTE REPOTEN- CIAÇÃO COGERAÇÃO/ OUTROS Estudos de Inventário e Viabilidade Projetos Estruturantes/ Estratégicos Programa de Incentivos às Fontes Alternativas Projetos em desenvolvimento por Agentes de Geração FONTES DE GERAÇÃO

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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/2008DEZ/2017 Fontes Renováveis: 87% Hidrelétricas = 82% Fontes Alternativas = 5% Fontes Renováveis: 80 % Hidrelétricas = 71% Fontes Alternativas = 9%

41 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA DA GERAÇÃO VALORES GLOBAIS PARA O SIN MAI/2008DEZ/ GW155 GW

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

43 EMISSÃO DE GASES DE EFEITO ESTUFA (GEE) Valor acumulado no período decenal Termelétricas: 296 Mt CO 2 eq Valor acumulado no período decenal Termelétricas: 296 Mt CO 2 eq 39 MtCO 2 eq.)

44 Configuração dos Subsistemas e Interligações: DIRETRIZES E PREMISSAS IT S AC/RO/MD NE BM TP SE/CO N/Man/AP IT S AC/RO/MD NE BM TP SE/CO N/Man/AP IMP IV Interligação Existente Expansão Licitada Expansão Planejada 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

45 Análise de Curto- Circuito Limites de Intercâmbio nas Interligações Análise de Fluxo de Potência Análise de Confiabilidade Análise de Desempenho Dinâmico Estimativa de Investimentos Estimativa da TUST ESTUDOS REALIZADOS DESENVOLVIMENTO DOS ESTUDOS DE TRANSMISSÃO

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

47 Alternativa em corrente contínua Leilão realizado em Alternativa em corrente contínua Leilão realizado em kV 230 kV +600 kV Distância entre faixas:10 km 440 kV Araraquara 500 kV Atibaia N. Iguaçu 345 kV 250 km 350 km 3 x kV138 kV Jauru Jirau 3.300MW S.Antônio 3.150MW Coletora Porto Velho Rio Branco Ribeirãozinho Samuel Pimenta Bueno Vilhena Cuiabá Itumbiara Jiparaná Ariquemes Rio Verde Back-to-back 2x400MW 2 x 3150 MW km Trindade 305 km 160 km 30km 41km 150km 118km 160km 354km 335km 360km 242km 200km 165km INTEGRAÇÃO DAS USINAS DO RIO MADEIRA

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

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

50 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 Empreendimentos Recomendados para Licitações Futuras - Norte EMPREENDIMENTOS RECOMENDADOS PARA LICITAÇÕES FUTURAS - NORTE

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

52 Colinas NORDESTENORDESTE Belo Monte Serra da Mesa Imperatriz Miracema Gurupi Tucurui Marabá Xingu Itacaiaunas 5 km Estreito 350 km 200 km 2100 km Referencial Nova Iguaçu Atibaia Araraquara MANAUSMANAUS -Sistema Referencial - Entrada da usina: a partir de Sistema Referencial - Entrada da usina: a partir de 2015 INTEGRAÇÃO DA UHE BELO MONTE (EM ESTUDO) 210 km 325 km 560 km

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

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

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

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

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

58 ANÁLISE AMBIENTAL DISTRIBUIÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO PELOS BIOMAS 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% Ecótonos Caatinga- Amazônia 1,55% 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% Ecótonos Caatinga- Amazônia 2,11% Costeiro 0,46% Sistema existente

59 EMISSÃO DE GASES DE EFEITO ESTUFA (GEE) Emissões líquidas no período Total de emissões evitadas: 52 Mt.CO 2 eq. Redução propiciada pela integração dos sistemas isolados de Manaus, Macapá e Acre-Rondônia 52 Mt CO ² equival. 18% das emissões totais

60 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 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 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

64

65 RAZÃO RESERVA / PRODUÇÃO (R/P)

66 Bacias Sedimentares, Produção de Petróleo e Concessões

67 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. Bacias Sedimentares, Produção de Petróleo e Concessões

68 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 EXPANSÃO DA OFERTA OFERTA TOTAL BRASIL: MALHA INTEGRADA (EXCLUI REGIÃO NORTE) (58 Mm³/dia) Descobertos 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 160,0 180,0 Milhões de m³/dia Anos DescobertosImportaçãoContingentesRecursos Não Descobertos Não Descoberto (26 Mm³/dia) (17 Mm³/dia) Contingentes Bolívia: 30 Mm³/dia GNL: 35 Mm³/dia (65 Mm³/dia) Capacidade de Importação

70 Térmicas Bicombustíveis BALANÇO DA OFERTA E DEMANDA DE GÁS NATURAL NO BRASIL MALHA INTEGRADA ( cenário referência ) Demanda Não-Termelétrica Térmicas a Gás Oferta Total sem Recursos Não Descobertos Anos Milhões m 3 /dia Demanda Não-TermelétricaTérmicas a GásTérmicas Bicombustíveis Oferta TotalOferta S/Recursos Não Descobertos Oferta Total

71 Térmicas Bicombustíveis Térmicas Indicativas BALANÇO DA OFERTA E DEMANDA DE GÁS NATURAL NO BRASIL Oferta Total sem Recursos Não Descobertos Anos Milhões m 3 /dia Demanda Não-TermelétricaTérmicas a GásTérmicas Indicativas Térmicas BicombustíveisOferta TotalOferta S/Recursos Não-Descobertos Demanda Não-Termelétrica Térmicas a Gás Oferta Total (Cenário de sensibilidade com postergação de UHEs : 5,5 GW de novas Térmicas a Gás)

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

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

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

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 ÓLEO COMBUSTÍVEL PROJEÇÕES DO BALANÇO OFERTA X DEMANDA DE DERIVADOS

81 ÓLEO COMBUSTÍVEL REFINARIA DE MANAUS

82

83 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 53,2 Demanda Interna Carburante Exportação Outros PROJEÇÃO DA DEMANDA TOTAL, OFERTA E DA CAPACIDADE INDUSTRIAL DE PRODUÇÃO DE ETANOL Projeção EPE de Usinas produtoras de etanol ou mistas Em 2007 existiam 355 Usinas produtoras de etanol ou mistas 200 ML / Usina300 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

85 4 bilhões Litros/Ano Senador Canedo Uberaba Ribeirão Preto Paulínia Guararema São Sebastião Ilha DÁgua REDUC 8 bilhões Litros/Ano Transpetro: Senador Canedo – São Sebastião Comprimento: km Investimento: US$ 1,57 Bilhões Previsão de Término: 2010 ALCOOLDUTOS DISTRIBUIÇÃO INTERNA E EXPORTAÇÃO DE ETANOL

86 ALCOOLDUTOS DISTRIBUIÇÃO INTERNA E EXPORTAÇÃO DE ETANOL Nova Olímpia Rondonópolis Cuiabá Campo Grande Presidente Epitácio Londrin a REPAR Paranaguá 5 bilhões Litros/Ano Transpetro ou Governos de MS, GO e Federal: Nova Olímpia – Paranaguá Comprimento: km (aprox.) Ainda indefinido

87 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 ALCOOLDUTOS DISTRIBUIÇÃO INTERNA E EXPORTAÇÃO DE ETANOL

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 (%)Área (Mha)Terra Agricultável (%) Açúcar3,030,804,911,30 Etanol3,981,059,692,

89 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 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 SÍNTESE DOS INVESTIMENTOS

94 R$ bilhões Período % Oferta de Energia Elétrica 18123,6% Geração 14218,5% Transmissão 395,1% Petróleo e Gás Natural ,9% Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural 33343,4% Oferta de Derivados de Petróleo 18223,8% Oferta de Gás Natural 212,7% Oferta de Biocombustíveis Líquidos (3) 506,5% Etanol - Usinas de produção 405,2% Etanol - Infraestrutura dutoviária 91,2% Biodiesel - Usinas de produção 10,2% TOTAL ,0% Notas: (1) Média da faixa de valores; (2) Considerada a Trajetória II de evolução do parque de refino; (3) Estimativa até o ano 2017; Taxa de câmbio referencial: R$ 2,31 / US$ (Comercial em 31/janeiro/2009) SÍNTESE DOS INVESTIMENTOS

95 Ministério de Minas e Energia


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