O NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO
RESULTADOS E PERSPECTIVAS
SEMINÁRIO CINCO ANOS DO NOVO MODELO
REALIDADE E PERSPECTIVAS PARA O SETOR DE ENERGIA ELÉTRICA
GESEL / IE / UFRJ
Mauricio T. Tolmasquim
Presidente
Empresa de Pesquisa Energética - EPE
Rio de Janeiro, 23 de Março de 2009
NOVO MARCO REGULATÓRIO DO SETOR ELÉTRICO
 Modicidade Tarifária:
 Fim do “self-dealing”
 promoção de mecanismo eficiente de preços  Leilões
 Segurança do abastecimento:
 Todos os contratos devem ser apoiadas por capacidade de produção física
 Todos os consumidores devem estar totalmente cobertos por contratos de eletricidade
 Criação do CMSE
 Redução de Risco para o Investidor:
 Contratos de longo prazo (até 30 anos), com existência de um mercado spot
 Necessidade de licença ambiental prévia
 Reestruturação do planejamento energético  Criação da EPE
 Promoção de integração social  Universalização do uso e acesso à energia para mais
de 12 milhões de pessoas
OS RESULTADOS DO NOVO MODELO
RETOMADA DO PLANEJAMENTO
INVENTÁRIOS HIDRELÉTRICOS
EXPANSÃO DA OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA
OS RESULTADOS DO NOVO MODELO
RETOMADA DO PLANEJAMENTO
OS PRINCIPAIS TRABALHOS DESENVOLVIDOS PELA EPE
ENTRE 2005-2008
 Avaliação Ambiental Integrada de Bacias Hidrográficas
 Novos Inventários Hidrelétricos e Estudos de Viabilidade
 Balanço Energético Nacional - BEN 2006, 2007 e 2008
 Plano Nacional de Energia - PNE 2030
 Plano Decenal de Energia - PDE 2006-2015, 2007-2016 e 2008-2017
 Resenha Mensal do Mercado de Energia Elétrica
 Estudo trimestral de projeção da demanda de energia elétrica
 Programa de Expansão da Transmissão - PDET
 Estudos de suporte para novos Leilões de Energia Nova (otimização das
hidrelétricas, preço inicial do leilão etc.)
 Habilitação das usinas participantes dos Leilões
 Apoio a definição do novo marco regulatório para exploração do Pré-Sal
OS RESULTADOS DO NOVO MODELO
INVENTÁRIOS HIDRELÉTRICOS
ESTUDOS DE INVENTÁRIO CADASTRADOS NA ANEEL
EXCETO INVENTÁRIOS REALIZADOS PELA EPE
SOMA DE POTÊNCIA (MW)
ESTÁGIO
INV-ANÁLISE NÃO INICIADA
REGIÃO
CO
N
CO
1.226
N
24
NE
304
INV-ANÁLISE PARALISADA
INV-EM COMPLEMENTAÇÃO
INVENTÁRIO APROVADO-EIXO SEM
PEDIDO DE REGISTRO
S
SE
34
936
270
8
254
SE
S
307
TOTAL
21
2.852
278
237
15
825
975
506
1.367
469
136
777
185
1.567
INV-FASE DE ANÁLISE
7
14.245
879
40
15.170
INV-FASE DE ELABORAÇÃO
-
-
-
-
9
45
-
-
54
3.082
24
16.052
554
3.671
1.567
15
29
24.994
TOTAL GERAL
Fonte: ANEEL, mar/09
15
8
4.567
1.126
INV-FASE DE ACEITE
251
SE
NE
ESTUDOS
EMANDAMENTO
ANDAMENTO
ESTUDOSDE
DEINVENTÁRIO
INVENTÁRIO EM
PELA EPE
REGIÃO NORTE / CENTRO OESTE
REGIÃO SUL
ESTUDOS
EMANDAMENTO
ANDAMENTO
ESTUDOSDE
DEINVENTÁRIO
INVENTÁRIO EM
PELA EPE
Estudo
Potência
(MW)
Sucunduri
600
Aripuanã
2.900
Juruena
10.000
Araguaia
3.100
Tibagi
900
Branco
1.809
Jari
2.534
Trombetas
4.938
Total
26.781
Cadastrados
ANEEL
Cadastrados
ANEEL
TOTAL
INVENTÁRIOS
24.994 MW
26.761 MW
51.775 MW
OS RESULTADOS DO NOVO MODELO
EXPANSÃO DA OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA
da(MW)
Capacidade
EXPANSÃO DAExpansão
CAPACIDADE
116.000
112.000
108.000
104.000
Capacidade (MW)
100.000
96.000
Crescimento Anual
92.000
Ajuste
88.000
Capacidade Total
83.797
84.000
4.022
80.315
- 540
5.438
74.877
80.000
76.000
68.000
64.000
60.000
56.000
65.259
62.932
61.826 1.106 2.327
74.877
72.299
2.929
67.946
65.259
62.932
61.826
58.897
80.315
3.358
102.341 5.177
2.644
108.487
90.669 92.856
67.946 4.353
2.687
108.487
100.274 2.067
96.285
4.028
92.856 3.936
- 39
90.669 2.425 - 507
- 238
4.228
72.299 2.578
72.000
111.845
Crescimento Médio
(2003 - 2010)
3.767 MW a.a.
Crescimento Médio
(1996 - 2002)
3.060 MW a.a.
96.285
100.352
103.310
83.797
52.000
1996
Fonte: MME
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
da(MW)
Capacidade
EXPANSÃO DAExpansão
CAPACIDADE
FONTES
Acréscimo de Potência (MW)
2.003
2.004
2.005
2.006
2.007
2.008
Total
UHE
2.216
1.140
1.733
2.367
2.915
180
10.551
UTE
1.076
2.744
423
123
331
1.224
5.921
755
242
488
1.485
PROINFA
(PCH/BIO/EÓL)
Fonte: MME
OUTRAS USINAS
(PCH/UTE BIO/ UTE
COG/OUTRAS UTE's)
730
344
269
690
540
176
2.749
Total Geral
4.022
4.228
2.425
3.936
4.028
2.067
20.706
daLEILÕES
Capacidade
CONTRATAÇÃO DEExpansão
ENERGIA NOS
Leilão
5 leilões
de energia
existente
11 leilões
de energia
nova
R$ Bilhões (*)
MW Médios
Leilões de Energia Existente
112,3
19.805
1o Leilão de Energia Existente
92,1
17.008
2o Leilão de Energia Existente
9,2
1.325
3o Leilão de Energia Existente
0,2
102
4o Leilão de Energia Existente
9,1
1.166
5o Leilão de Energia Existente
1,6
204
Leilões de Energia Nova
383,0
16.823
1o Leilão de Energia Nova
79,3
3.284
2o Leilão de Energia Nova
51,9
1.682
3o Leilão de Energia Nova
31,4
1.104
4o Leilão de Energia Nova
25,4
1.304
5o Leilão de Energia Nova
55,8
2.312
Leilão de Santo Antônio
32,3
1.553
Leilão de Jirau
26,2
1.383
6o Leilão de Energia Nova
18,7
1.076
7o Leilão de Energia Nova
62,1
3.125
Leilões de Energia Alternativa
4,6
186
1o Leilão de Energia Alternativa
4,6
186
Leilões de Energia de Reserva
11,1
548
1o Leilão de Energia de Reserva
11,1
548
511,1
37.362
TOTAL
(*) Valores corrigidos pelo IPCA até mar/09
QUANTIDADE DE ENERGIA CONTRATADA ATRAVÉS DOS
LEILÕES DE ENERGIA NOVA DESDE 2003 [MW-médio]
18.000
16.000
14.000
MWmed
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
A-5 2005 -2008
A-5 2005 -2009
A-3 2006
A-5 2005 -2010
FA 2007
A-3 2007
A-5 2006
A-3 2008
A-5 2007
Santo Antônio
Jirau
A-5 2008
PREÇOS MÉDIOS CONTRATADOS ATRAVÉS DOS LEILÕES DE ENERGIA
NOVA DESDE 2003 [R$/MWh]
155
150
149,2
144,2
145
R$/MWh
Preços Reajustados IPCA
147,5
Preços Nominais
142,7
141,9
139,3
140
135,5
135
132,2
131,6
132,5
132,7
132,3
129,0
130
128,0
128,0
128,0
131,8
128,0
125
120
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2009 A-3
2010 A-3
2014
2015
2016
2009 A-5
2010 A-5
2011 A-5
2011 A-3
2012 A-3
2013 A-3
(*) Valores corrigidos pelo IPCA até mar/09
EXPANSÃO DA
TRANSMISSÃO
[km]
Expansão
da Transmissão
REDE BÁSICA
102.000
Crescimento Médio
(1996 - 2002)
1.562 km a.a.
98.000
94.000
Crescimento Médio
(2003 - 2009)
3.646 km a.a.
Transmissão ( km )
90.000
86.205
Crescimento Anual
86.000
82.000
82.835
79.799
Extensão Total
77.486
78.000
72.506
74.000
69.034
70.000
66.000
62.000
67.048
63.110
63.971
1.986
70.033
999
3.077
62.486
915
61.571
624
861
62.486
63.110
63.971
1996
1997
1998
1999
67.048
2001
2002
87.233
6.195
3.901
1.028
3.370
2.313
4.980
91.134
79.799
77.486
70.033
91.134
3.036
2.473
69.034
97.329
82.835
86.205
87.233
2007
2008
72.506
58.000
2000
2003
2004
2005
2006
2009
ANO
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
TOTAL
Investimento
(US$ millhões)
1.473,8
637,1
1.411,8
1.730,0
294,3
1.501,6
1.769,2
8.855,7
Fontes: ANEEL, ONS e MME
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
65 LINHAS DE TRANSMISSÃO – 17.972 km
Açailândia – P. Dutra
Tucuruí – Manaus - Macapá
Nova Mutum – Sorriso - Sinop
Brasnorte-Nova Mutum
P. Dutra – Miranda II
São Luis II – São Luis III
Balsas - Ribeiro Gonçalves
Interligação N-NE
Picos - Tauá
Milagres - Tauá
Paraíso - Açu II
Norte - Sul III
Juina - Maggi - Juba
Ji- Paraná – Vilhena
Interligação N/CO
Milagres - Coremas
Parecis – Maggi
Juba - Jauru
Banabuíu - Mossoró
Pau Ferro – Santa Rita II
Xingó - Angelim
Jardim - Penedo
Ibicoara - Brumado II
Funil - Itapebi
Paracatu - Pirapora
Eunápolis – T. de Freitas II
Irapé - Araçuaí
Neves - Mesquita
Jauru - Cuiabá
Interligação das Usinas do Madeira
Luziânia - Emborcação
Itumbiara - Bom Despacho
São Simão - Poços de Caldas
Londrina - Maringá
Foz do Iguaçu –Cascavel Oeste
Cascavel Oeste – Foz do Iguaçu N
Campos Novos – Machadinho
Videira –Campos Novos
Campos Novos – Nova Santa Rita
Rio do Sul – Barra Grande
Presidente Médici - Santa Cruz I
Mascarenhas - Verona
Estreito - Emborcação
Itutinga - Juiz de Fora
Campos - Macaé
Estreito - Ribeirão Preto
Araraquara –Nova Iguaçu
Itararé - Jaguariaíva
Obra concluída - 9
Bateias – Pilarzinho
Curitiba - Bateias
Curitiba – Joinville Norte
Desterro – Palhoça
Jorge Lacerda B - Siderópolis
Em obra - 19
Leiloadas - obtenção de LP - 22
Leiloadas - obtenção de LI - 1
Projeto e EVTE - 14
PERSPECTIVAS OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA
GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
PDE 2008-2017
PERSPECTIVAS OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA
GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
PDE 2008-2017
EXPANSÃO DA GERAÇÃO
POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW)
2009
H RONDON 2
FA PCH EXP.
H MONJOLINHO
H 14 DE JULHO
T CISFRAMA
FA PCH EXP.
FA PROINFA
FA PCT e PCH dos LEN
T TERMOMANAUS
T CAMAÇARI POLO DE APOIO I
T CAMAÇARI MURICY I
T PAU FERRO I
T POTIGUAR
T POTIGUAR III
FA PCH EXP.
FA PROINFA
74
127
67
100
4
113
253
2
LEGENDA:
H = hidrelétrica
T = termelétrica
FA = fonte alternativa
Indicativa
H CORUMBÁ III
H FOZ DO RIO CLARO
H SÃO SALVADOR
H BARRA DO BRAÚNA
H BAGUARI
T GOIÂNIA 2 (BR)
T DO ATLÂNTICO
FA LEILÃO RESERVA
FA PCT e PCH dos LEN
FA PCH EXP.
FA PROINFA
142
148
148
94
53
66
25
539
94
68
243
39
140
140
490
230
617
284
416
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
EXPANSÃO DA GERAÇÃO
POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW)
2010
H ESTREITO (Toc.)
T TOCANTINÓPOLIS
T NOVA OLINDA
FA PCH EXP.
815/1087
165
165
128
H PASSO SÃO JOÃO
H SÃO JOSÉ
H FOZ DO CHAPECÓ
H SALTO PILÃO
T CANDIOTA 3
T XANXERÊ
FA PCH EXP.
FA PROINFA
FA FONTE ALT. IND.
FA PCT e PCH dos LEN
77
51
855
182
350
30
235
98
60
40
LEGENDA:
H = hidrelétrica
T = termelétrica
FA = fonte alternativa
Indicativa
T CAMPINA GRANDE
T GLOBAL 1
T GLOBAL 2
T ITAPEBI
T MONTE PASCOAL
T TERMONORDESTE
T TERMOPARAÍBA
T MARACANAÚ 1
FA PCH EXP.
FA PROINFA
FA LEILÃO RESERVA
FA PCT e PCH dos LEN
H SERRA DO FACÃO
H BARRA DOS COQUEIROS
H CAÇÚ
H RETIRO BAIXO
H SALTO
H SALTO DO RIO VERDINHO
H BATALHA
H DARDANELOS
T PALMEIRAS DE GOIÁS
T VIANA
FA PCH EXP.
FA PCT e PCH dos LEN
FA PROINFA
FA LEILÃO RESERVA
164
140
148
138
138
171
171
162
7
152
30
39
212
90
65
82
108
93
53
261
174
171
613
92
202
2116
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
EXPANSÃO DA GERAÇÃO
POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW)
2011
FA PCH EXP.
H MAUÁ
FA PCH EXP.
FA FONTE ALT. IND.
14
350
7
27
T MPX
T MC2 CATU
T MC2 CAMAÇARI 1
T MC2 DIAS DÁVILA 1
T MC2 DIAS DÁVILA 2
T MC2 SENHOR DO BONFIM
T MC2 FEIRA DE SANTANA
T JOSÉ DE ALENCAR
T PERNAMBUCO 4
T SANTA RITA DE CÁSSIA
H SIMPLÍCIO
T LINHARES
FA PCH EXP.
FA FONTE ALT. IND.
700
176
176
176
176
176
176
300
201
175
306
204
80
27
LEGENDA:
H = hidrelétrica
T = termelétrica
FA = fonte alternativa
Indicativa
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
EXPANSÃO DA GERAÇÃO
POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW)
2012
H SANTO ANTÔNIO
T TERMOMARANHÃO
3150
350
T SUAPE II
T MARACANAÚ II
H SÃO DOMINGOS
H BAÚ I
FA PCH EXP.
356
70
48
110
30
LEGENDA:
H = hidrelétrica
T = termelétrica
FA = fonte alternativa
Indicativa
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
EXPANSÃO DA GERAÇÃO
POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW)
2013
H JIRAU
H BAIXO IGUACÚ
H TIJUCO ALTO
FA FONTE ALT. IND.
3300
350
129
129
LEGENDA:
H = hidrelétrica
T = termelétrica
FA = fonte alternativa
Indicativa
176
176
176
400
176
176
350
176
176
176
350
201
360
201
201
T MC2 CAMAÇARI 2
T MC2 CAMAÇARI 3
T MC2 GOV MANGABEIRA
T MC2 MACAÍBA
T MC2 MESSIAS
T MC2 N. S. DO SOCORRO
T MC2 PECÉM 2
T MC2 RIO LARGO
T MC2 ST. ANTÔNIO DE JESUS
T MC2 SAPEAÇÚ
T MC2 SUAPE 2B
T PERNAMBUCO 3
T PORTO DO PECÉM 2
T TERMOPOWER 5
T TERMOPOWER 6
T CACIMBAES
T CAUHYRA I
T ESCOLHA
T ICONHA
T MC2 JOÃO NEIVA
T MC2 JOINVILLE
T MC2 NOVA VENECIA 2
T PARAÚNA
FA FONTE ALT. IND.
127
148
338
184
330
330
176
114
285
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
EXPANSÃO DA GERAÇÃO
POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW)
2014
H BELO MONTE COMP
FA FONTE ALT. IND.
181
21
H RIBEIRO GONÇALVES
H CASTELHANO
H CACHOEIRA
H ESTREITO (Parnaíba)
FA FONTE ALT. IND.
H PAI QUERÊ
H GARIBALDI
FA FONTE ALT. IND.
292
150
351
LEGENDA:
H = hidrelétrica
T = termelétrica
FA = fonte alternativa
Indicativa
H ITAGUAÇÚ
H TORICOEJO
H BARRA DO POMBA
H CAMBUCI
H JURUENA
T ANGRA 3
FA FONTE ALT. IND.
113
64
63
56
21
130
76
80
50
46
1350
482
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
EXPANSÃO DA GERAÇÃO
POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW)
2015
H SANTO ANTÔNIO JARI
H BELO MONTE
H SINOP
H COLIDER
H SÃO MANOEL
H FOZ APIACÁS
167
4950/11000
461
342
746
275
T UTE IND.
FA FONTE ALT. IND.
H URUÇUÍ
H RIACHO SECO
900
160
LEGENDA:
H = hidrelétrica
T = termelétrica
FA = fonte alternativa
Indicativa
H SÃO MIGUEL
H MIRADOR
H ÁGUA LIMPA
H CACHOEIRÃO
FA FONTE ALT. IND.
134
240
65
80
320
64
160
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
EXPANSÃO DA GERAÇÃO
POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW)
2016
H MARABÁ
H TELES PIRES
H SÃO LUIZ TAPAJÓS
H TABAJARA
H SÃO ROQUE
FA FONTE ALT. IND.
1080/2160
1820
2339/6042
350
214
160
H NOVO ACORDO
H MARANHÃO BAIXO
H BURITI QUEIMADO
FA FONTE ALT. IND.
160
125
142
160
LEGENDA:
H = hidrelétrica
T = termelétrica
FA = fonte alternativa
Indicativa
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
EXPANSÃO DA GERAÇÃO
POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW)
2017
H SERRA QUEBRADA
H TELÊMACO BORBA
H SALTO GRANDE CHOPIM
H VOLTA GRANDE CHOPIM
H PARANHOS
H ITAPIRANGA
668/1328
120
53
55
63
181/725
H PORTO GALEANO
H TORIXORÉU
H COUTO MAGALHÃES
H PORTEIRAS 2
139
408
150
86
LEGENDA:
H = hidrelétrica
T = termelétrica
FA = fonte alternativa
Indicativa
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
ACRÉSCIMO DE CAPACIDADE INSTALADA ANUAL POR
FONTE (MW)
FONTE
HIDRO
PCH
NUCLEAR
ÓLEO COMBUSTÍVEL
GÁS NATURAL
ÓLEO DIESEL
CARVÃO MINERAL
BIOMASSA
EÓLICA
FA INDICATIVA
OUTROS
TOTAL
2008
43
0
0
0
1 520
0
0
20
0
0
0
1 583
2009
707
1 207
0
304
0
859
0
655
771
0
490
4 993
2010
1 984
1 103
0
1 732
216
174
350
2 360
378
0
0
8 298
2011
1 733
155
0
1 440
496
0
700
59
0
0
0
4 582
2012
657
30
0
426
564
-564
350
0
0
0
0
1 463
2013
2 461
414
0
3 618
1 677
-553
360
114
0
0
0
8 091
2014
1 986
875
1 350
0
0
0
0
0
0
0
0
4 211
2015
5 397
0
0
0
0
0
0
0
0
320
900
6 617
2016
7 342
0
0
0
0
0
0
0
0
320
0
7 662
2017
6 536
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
6 536
TOTAL
28 849
3 783
1 350
7 520
4 472
-83
1 760
3 208
1 149
640
1 390
54 037
Dos 54 GW, 24 GW são indicativos. Desta expansão indicativa,
cerca de 3% são de UTE movidas a combustível fóssil
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA POR FONTE (MW)
160 000
CARVÃO
MINERAL
ÓLEO DIESEL
140 000
120 000
ÓLEO
COMBUSTÍVEL
GÁS NATURAL
100 000
OUTROS
NUCLEAR
80 000
FA INDICATIVA
100 760
154 796
60 000
40 000
EÓLICA
BIOMASSA
PCH
20 000
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
-
2008
HIDRO
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
EVOLUÇÃO DA PARTICIPAÇÃO DAS FONTES DE GERAÇÃO
MAI/2008
DEZ/2017
Participação das Fontes de Geração - Dez/2017
Participação das Fontes de Geração - Mai/2008
BIOMASSA
1,0%
EÓLICA
NUCLEAR
2,0%
0,3%
GÁS DE
PROCESSO
0,2%
PCH
4,0%
HIDRO
81,9%
BIOMASSA
2,7%
PCH
5,0%
FA INDICATIVA
0,4%
NUCLEAR
EÓLICA
2,2%
0,9%
VAPOR
0,2%
GÁS NATURAL
7,9%
VAPOR
0,3%
GÁS NATURAL
6,8%
ÓLEO
COMBUSTÍVEL
0,9%
GÁS DE
PROCESSO
0,4%
ÓLEO
COMBUSTÍVEL
5,7%
HIDRO
70,9%
ÓLEO DIESEL
1,0%
ÓLEO DIESEL
1,1%
CARVÃO
MINERAL
2,1%
CARVÃO
MINERAL
1,4%
UTE
INDICATIVA
0,6%
Fontes Renováveis: 87%
Fontes Renováveis: 80 %
Hidrelétricas = 82%
Fontes Alternativas = 5%
Hidrelétricas = 71%
Fontes Alternativas = 9%
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
RISCO ANUAL DE DÉFICIT
Risco Anual de Déficit (%)
6,00
SE/CO
5,00
S
NE
N/Man
4,00
3,00
2,00
1,00
Risco Anual de Déficit (%)
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
0,00
2009
SE/CO
2,95
S
4,55
NE
2,95
N/Man
2,50
2010
3,30
3,55
1,70
1,85
2011
2,30
1,60
0,15
0,80
2012
2,00
1,40
0,25
0,75
2013
1,85
2,00
0,00
0,45
2014
3,60
3,05
0,00
1,50
2015
4,15
4,00
0,00
1,65
2016
4,10
3,50
0,00
2,75
2017
2,40
2,80
0,00
1,05
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
RISCO ANUAL DE DÉFICIT
CMOs médios anuais (R$/MWh)
SE/CO
160
140
120
100
80
60
40
20
0
S
NE
N/Man
146 R$/MWh
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Custos Marginais de Operação médios
anuais (R$/MWh)
SE/CO
S
NE
N/Man
123
137
125
126
2009
2010
146
150
131
135
2011
122
122
108
112
2012
135
136
117
119
2013
123
124
104
105
2014
138
138
119
127
2015
134
134
120
124
2016
145
146
141
140
2017
119
122
121
115
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
EMISSÃO DE GASES DE EFEITO ESTUFA (GEE)
Óleo Combustível
Óleo Diesel
TOTAL
Mt.CO2 eq.
50
45
40
35
30
25
20
15
Gás Natural
Carvão Mineral
Valor acumulado no período decenal
Termelétricas: 296 Mt CO2eq
39 MtCO2eq.)
10
5
0
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
EMISSÃO DE GASES DE EFEITO ESTUFA (GEE)
Emissões de GEE
10,0
9,0
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
Es
t
0,5
il
20
08
0,08
Br
as
il
Br
as
Ar
Países
0,19
20
17
In
di
a
ge
nt
in
a
Ch
in
a
ia
Ru
ss
Eu
ro
pé
i
Su
l
do
a
0,9
ni
do
s
Países
Emissões / PIB
Emissões / consumo
1,40
1,18
1,16
1,11
1,00
0,80
0,70
0,51
0,60
0,51
0,51
0,37
0,40
0,20
0,07
0,04
Países
20
08
Br
as
il
20
17
il
Br
as
ge
nt
in
a
Ar
ia
a
Eu
ro
pé
i
o
Ja
pã
o
Un
iã
ni
do
s
ad
os
U
Ch
in
a
Es
t
do
Su
l
0,00
a
t.CO2 / MWh
1,20
Ru
ss
20
08
il
Br
as
ge
nt
in
a
Su
l
do
a
Áf
ric
Ar
ia
Ru
ss
Ja
pã
o
In
di
a
a
Eu
ro
pé
i
o
Ch
in
a
Un
iã
ni
do
s
0
ad
os
U
39
14
3,0
2,0
ad
os
U
34
3,3
o
263
4,2
a
424
20
17
541
500
il
620
Br
as
1.000
5,5
Áf
ric
1.548
1.500
Ja
pã
o
t.CO2 / hab.
2.000
Es
t
Mt.CO2
2.500
9,3
Un
iã
2.615
Áf
ric
2.815
In
di
a
3.000
Emissões / habitantes
(devido ao consumo de energia elétrica)
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
ESTIMATIVA DE INVESTIMENTOS
 A expansão em geração no período 2009 a 2017 requer
investimentos da ordem de R$ 142 bilhões.
 Cabe ressaltar que grande parte destes investimentos referemse às usinas já concedidas e autorizadas, entre elas as usinas
com contratos assinados nos leilões de energia nova.
 O montante a investir em novas usinas, ainda não concedidas
ou autorizadas (indicativas), é da ordem de R$ 79 bilhões, dos
quais aproximadamente R$ 70 bilhões referem-se a hidrelétricas.
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
PERSPECTIVAS OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
PDE 2008-2017
EXPANSÃO DAS INTERLIGAÇÕES
Necessidade energética de
ampliação da capacidade
de recebimento da região
Norte
Ampliação da
da interligação
interligação
Antecipação
Início
da
motorização
Norte-Sul
para
Norte-Sul
dada
a escoamento
necessidade da
dede
Belo Continuação
Monte
geração
Monteda
e emda
energética
de Belo
ampliação
motorização
de
função dade
entrada
de novas
capacidade
recebimento
da
Belo Monte
usinas
no alto Tocantins
região
Sudeste
1650 MW
N/ Man /AP
2600 MW
2900 MW
AC/RO/MD
AC/RO/MD
Continuação
da
Início
da motorização
Continuação
da
Início
da
motorização
motorização
dasusinas
usinas
da
das
usinas
dodo
rio
motorização
das
daContinuação
primeira
usina
dorio
rioTeles
Teles
Pires
dasPires
Teles
Pires
do
riomotorização
Madeira
usinas do Rio Madeira
Reforço necessário
para2012
ANO:
escoar totalidadeANO:
do
2014
subsistema Madeira,
ANO: 2015
inclusive com a inclusão
ANO: 2016
da usina Tabajara
BM
BM
TP
TP
Antecipação provocada pela
necessidade energética de
ampliação da capacidade de
Aumento
da capacidade
recebimento
da região
Sudeste, de
exportação do Nordeste
2600 MW viabilizando, desta forma,
potencial
aumento considerando
da capacidadeo de
contratado
no LEN
2008
IMP
escoamento
de energia
do Norte
750 MW
1100 MW
1500 MW
NE
NE
1500
1500MW
MW
1500
MW
1500
1000 MW
MW
2780 MW
1000
3100MW
MW
ITIT
ANO: 2017
SE/CO
SE/CO
IV
Aumento da capacidade de
intercâmbio devido a
antecipação da interligação
Aumento da capacidade de
Norte-Sul
intercâmbio devido a
antecipação da interligação
Norte-Sul
Interligação Existente
Expansão Licitada
SS
Expansão Planejada
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
INTEGRAÇÃO DA UHE BELO MONTE (EM ESTUDO)
M
A
N
A
U
S
Tucurui
Marabá
Xingu
Imperatriz
Itacaiaunas
200 km
5 km
350 km
Colinas
Belo Monte
2100 km
Referencial
Miracema
- Sistema Referencial
- Entrada da usina: a partir de
2015
N
O
R
D
E
S
T
E
Gurupi
Estreito
Serra da Mesa
210 km
325 km
Araraquara
560 km
Atibaia
Nova Iguaçu
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
SE Coletora Norte 500 kV
(Paranaita?Alta Floresta?)
São Manoel100 km
746 MW
Janeiro 2015
Colider – 342 MW
Janeiro 2015
INTEGRAÇÃO DAS USINAS DA BACIA DO
TELES PIRES (EM ESTUDO)
Sinop – 461 MW
Janeiro 2015
-Sistema Referencial
-Entrada das usinas: a
partir de janeiro/2015
85 km
Sinop 230 kV
Foz do Apiacás
275 MW
Janeiro 2015
300 km
400 km
45 km
Teles Pires - 1820 MW
Janeiro 2016
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
SE Coletora Sinop
500 kV
310 km
I
T
U
M
B
SE Seccionadora
I
(Paranatinga?)
A
500 kV
R
SE Ribeirãozinho 500 kV A
EVOLUÇÃO FÍSICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL
SIN - Linhas de transmissão (km)
Tensão
750 kV
Total
Total 2007
2007 - 86.395 km
Existente em 2007
2.698
Evolução 2008-2017
Estimativa 2017
2.698
Total2017
2017 - 122.782 km
Total
±600 kV
500 kV
86.395
1.612
29.262
9.350
18.330
10.962
47.592
= 36.387 km122.782
440 kV
6.791
17
6.808
345 kV
9.218
625
9.843
230 kV
36.814
8.066
44.880
SIN - Transformação (MVA)
Tensão
Total 2007 - 188.587 MVA
Existente em 2007
Evolução 2008-2017
Estimativa 2017
Total 2017 - 259.944 MVA
750 kV
500 kV
188.587
21.000
70.826
35.938
21.000
106.764
= 71.357 MVA
259.944
440 kV
17.652
5.300
22.952
345 kV
29.885
9.014
38.899
230 kV
49.224
21.105
70.329
Nota: Inclui os transformadores de fronteira.
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
ESTIMATIVA DE INVESTIMENTOS POR NÍVEL DE TENSÃO
Estimativa de Investimentos em Linhas de Transmissão
por Nível de Tensão (%)
Total = 24,86 bilhões
Linhas de Transmissão
TOTAL: R$ 25 bilhões
500 kV
58,8%
440 kV 230 kV
0,3% 11,7%
345 kV
1,5%
600 kV
27,6%
750 kV
0,0%
Estimativa de Investimentos em Subestações (com
fronteira) por Nível de Tensão (%)
Subestações
Total = 14,22
bilhões
TOTAL: R$ 14 bilhões
600 kV
42,8%
500 kV
28,6%
TOTAL: R$ 39 bilhões
440 kV
4,6%
345 kV
7,2%
230 kV
16,9%
750 kV
0,0%
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
ESTIMATIVA DAS TARIFAS DE USO DA TRANSMISSÃO
(TUST)
Valores em R$/kW.mês
6,0
5,5
Sul
Sudeste/Centro-Oeste
Nordeste
Norte
5,0
4,5
R$/kW.mês
4,0
3,5
Tarifas médias de geração
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
Tarifas médias de carga
0,0
2009
2011
2013
2015
2017
7,0
Sul
Sudeste/Centro-Oeste
Nordeste
Norte
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
2009
2011
2013
2015
2017
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
SÍNTESE DOS INVESTIMENTOS
R$ bilhões
Período 2008-2017
Oferta de Energia Elétrica
Geração
Transmissão
181
142
39
Fonte: EPE (PDE 2008-2017)
CENÁRIO PARA 2009
LEILÕES
MUDANÇAS INSTITUCIONAIS / REGULATÓRIAS
ESTUDOS DA EPE
CENÁRIO PARA 2009
LEILÕES
LEILÕES DE 2009
 GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
 Leilão de A-3
AGO/SET/09
 Leilão do AHE Belo Monte
OUT/09
 Leilão de Reserva de Eólica
NOV/09
 Leilão de A-5
DEZ/09
 TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
 Leilão 001/2009
JUN/09
 Leilão 002/2009
NOV/09
APROVEITAMENTO HIDRELÉTRICO DE BELO MONTE
Dados Técnicos
AHE Belo
Monte
(principal)
AHE Belo
Monte
(adicional)
AHE Belo
Monte
(total)
Capacidade Instalada (MW)
11.000
Energia Firme (MWmed)
4.719
77
4.796
20
7
27
Francis
Bulbo
Geradores
Tipo de Turbina
Capacidade Unitária (MW)
550,0
181
11.181
25,9
Investimento (US$ bilhões)
Leilão previsto para Outubro de 2009
Conclusão dos Estudos de Viabilidade prevista Março/09
7,0
UHES PREVISTAS PARA OS LEILÕES DE A-5 EM 2009
Nome
Potência
Instalada (MW)
Localização
Colíder
342
Rio Teles Pires
Riacho Seco
276
Rio São Francisco
Sinop
461
Rio Teles Pires
Salto Grande
53
Rio Chopin
Cachoeira
63
Rio Parnaíba
Castelhano
64
Rio Parnaíba
Estreito Parnaíba
56
Rio Parnaíba
Ribeiro Gonçalves
113
Rio Parnaíba
Uruçuí
134
Rio Parnaíba
Total 2009
1.562
LEILÃO DE RESERVA DE ENERGIA EÓLICA - LER 2009
SISTEMÁTICA DA CONTABILIZAÇÃO DO CONTRATO
 Objetivo: mitigar o risco de produção (diferença entre a energia
produzida e a energia contratada), porém garantindo que o
consumidor pagará somente pela energia efetivamente
produzida
 Aspectos Fundamentais:
 Totalização Anual: redução do risco de produção pela compensação da
variação mensal
 Margem de Desvio:
 Desvios da produção anual em relação à energia contratada são
acumulados para o ano seguinte dentro de uma margem admissível
 Desvios excedentes a menor são penalizados, para evitar a sobre-estimativa da
capacidade de produção
 Desvios excedentes a maior são ressarcidos, porém a um valor menor do que o
preço contratado, para desestimular a subestimativa da capacidade de
produção
LEILÃO DE RESERVA DE ENERGIA EÓLICA - LER 2009
SISTEMÁTICA DA CONTABILIZAÇÃO DO CONTRATO
 Aspectos Fundamentais (cont.):
 Reconciliação contratual periódica: o montante contratado é revisado a
cada quadriênio para o valor médio efetivamente produzido até então,
limitado a, no máximo, o montante contratado originalmente
 Os desvios de produção total quadrienal são indenizados (se a menor) ou
ressarcidos (se a maior)
LEILÃO DE RESERVA DE ENERGIA EÓLICA - LER 2009
CONTRATO DE COMPRA DE ENERGIA
 Produção contabilizada em base média anual
 Margens de 10%
 5 períodos de conciliação quadrienais para a
geração acima ou abaixo do contratado
Ao final de cada período de conciliação quadrienal
será verificado o saldo
 Contratos de 20 anos
A componente dos saldos anuais positivos excedentes
a 10% será valorada pelo menor valor entre o preço do
contrato, o Valor de Referência - VR e o Preço de
Liquidação de Diferenças - PLD médio do ano anterior
+ 10%
Ano 0
Ano 4
Ano 8
Ano 12
Ano 16
Ano 20
- 10%
A componente dos saldos anuais negativos
excedentes a 10% será valorada ao preço do
contrato acrescido de 10%.
O valor resultante será dividido em
12 parcelas iguais que deverão ser
pagas mensalmente pelo / ao
empreendedor no ano seguinte
LEILÃO DE RESERVA DE ENERGIA EÓLICA - LER 2009
EXIGÊNCIAS DE HABILITAÇÃO
 Dentre outras exigências adicionais às que vem sendo feitas nos leilões para a
habilitação de projetos eólicos, destacam-se:
 Declaração do empreendedor de que os aerogeradores a serem instalados são
máquinas novas, sem nenhuma utilização anterior, seja para fins de teste de
protótipo, seja para fins de produção comercial
 fornecimento de histórico de medições do vento (velocidade e direção),
integralizadas em base horária no local do parque por, pelo menos, 12 meses
consecutivos posteriores a dezembro de 2003
 Poderão se cadastrar empreendimentos existentes (que já possuam autorização)
 Créditos oriundos do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL):
 Podem ser pleiteados pelo empreendedor, se assim o desejar
 Será de sua responsabilidade o cadastramento, bem como a apropriação dos
eventuais créditos
LEILÃO DE RESERVA DE ENERGIA EÓLICA - LER 2009
PLANEJAMENTO DA TRANSMISSÃO
 Formas de Acesso ao Sistema Elétrico
 Rede Básica Existente
 Rede de Distribuição
 Rede Básica por meio de ICG
Expansão
do Sistema
de Transmissão
LEILÃO DE RESERVA
DE ENERGIA
EÓLICA - LER 2009
PLANEJAMENTO DA TRANSMISSÃO - ICGs
Instalação de Rede Básica,
vinculadas à conexão de um
conjunto de usinas localizadas em
uma mesma área geográfica
SE Coletora
Instalação de transmissão nãointegrantes da Rede Básica, para
o acesso de usinas em caráter
compartilhado à Rede Básica
ICG
Rede Básica
> ou = 230kV
G4
G3
LT
TR
G2
G1
IEG
Instalações de transmissão de uso
exclusivo do gerador
LEILÃO DE RESERVA DE ENERGIA EÓLICA - LER 2009
FLUXOGRAMA DE ATIVIDADES DO PROCESSO
LEILÕES DE TRANSMISSÃO
 LEILÃO 001/2009
LEILÕES DE TRANSMISSÃO
 LEILÃO 001/2009
LEILÕES DE TRANSMISSÃO
 LEILÃO 001/2009
LEILÕES DE TRANSMISSÃO
 LEILÃO 002/2009
 LT Eunápolis - Teixeira de Freitas II, em 230 kV, 2o Circuito, na Bahia;
 LT Serra da Mesa - Niquelândia, em 230 kV, 2o Circuito, em Goiás;
 LT Niquelândia - Barro Alto, em 230 kV, 2o Circuito, em Goiás;
 LT Trindade - Xavantes, em 230 kV, Circuito Duplo, em Goiás;
 LT Trindade - Carajás, em 230 kV, em Goiás;
 LT Rio Verde Norte - Trindade, em 500 kV, Circuito Duplo, em Goiás;
 SE Trindade, em 500 kV, em Goiás;
 SE Jandira, em 440 kV, em São Paulo;
 SE Salto, em 440 kV, em São Paulo;
 SE Santos Dumont, em 345 kV, em Minas Gerais;
 SE Padre Fialho, em 345 kV, em Minas Gerais;
 SE Caxias 6, em 230 kV, no Rio Grande do Sul;
 LT Paulo Afonso III - Zebu, em 230 kV, Circuito Duplo, em Alagoas; e
 LT Porto Velho- Abunã, em 230 kV, Circuito 2, em Rondônia.
CENÁRIO PARA 2009
MUDANÇAS INSTITUCIONAIS / REGULATÓRIAS
RENOVAÇÃO DAS CONCESSÕES NO SETOR ELÉTRICO

Criação de Grupo de Trabalho Interministerial

Princípios:
 Modicidade tarifária
 Segurança e qualidade do suprimento de energia elétrica
 Respeito ao meio ambiente e às questões sociais

Aspectos Considerados:
 Interesse Público
 Interesses dos Consumidores - ACR e ACL
 Interesses dos Investidores
 Interesses da União
 Interesses dos Tesouros Estaduais
 Aspectos de Mercado
MUDANÇAS INSTITUCIONAIS / REGULATÓRIAS

Leilão da energia existente para 2012/2013

Contratação da energia de Angra III


Definição do Modelo e do Agente Comercializador
Definição das bases para geração de energia elétrica nuclear no
contexto do Programa Nuclear Brasileiro
CENÁRIO PARA 2009
ESTUDOS DA EPE
EPE EM 2009
PLANEJAMENTO ENÉRGÉTICO - PROJETOS DO PAC

Projetos em Andamento:

Inventários
 Rio Juruena
 Rio Aripuanã
 Rio Branco
 Rio Trombetas
 Rio Sucunduri
 Rio Jarí

Revisão de Inventários
 Rio Araguaia
 Rio Tibagi

Estudos de Viabilidade
 AHE Teles Pires
 AHE Sinop
 AHE São Manoel
 AHE Foz do Apiacás

Projetos Novos:

Inventários
 Rio Acari
 Rio Ji-Paraná

Estudos de Viabilidade
 AHE Chacorão (Rio Tapajós)

Otimização
 AHE Belo Monte
 AHEs no Rio Parnaíba
 UHE Colíder
 UHE Riacho Seco
 UHE Sinop

UHE Salto Grande
EPE EM 2009
OUTROS DESTAQUES

Balanço Energético Nacional - BEN 2009

Plano Decenal de Energia - PDE 2009-2018

Estudo para o Plano Nacional de Energia - PNE 2035

Estudos de Indicadores para Balanço de Energia Útil

Habilitação de projetos para os Leilões de Energia Nova

Estudos de Geração no horizonte de 15 anos para subsidiar a transmissão e escoamento da
energia de Belo Monte e Usinas do Rio Teles Pires

Estudos de Transmissão
 Relatórios R1 (estudos técnico-econômicos e sócio-ambientais preliminares), R2 (detalhamento
técnico da alternativa de referência) e R3 (caracterização e análise sócio-ambiental do corredor)
 Programa de Expansão da Transmissão - PET
 Utilização de Sistema de Informações Geográficos para Estudos Sócio-Ambientais de
Transmissão
EPE EM 2009
OUTROS DESTAQUES

Aprimoramento da Metodologia do Balanço de Ponta dos Estudos de Geração de
Energia Elétrica do Plano Decenal de Expansão

Aprofundamento dos estudos na área de Eficiência Energética

Avaliação da Complementaridade dos Potenciais Eólicos Regionais

Boletins de Análise do Mercado de Energia
 Continuidade no processo de acompanhamento periódico e passo a passo com as
concessionárias das regiões em reuniões trimestrais

Estudos de perspectivas tecnológicas em setores da Economia (transporte,
indústria, edificações etc)

Ampliação dos Acordos de Cooperação Técnica com Secretarias Estaduais para
elaboração dos Balanços Energéticos Estaduais
Ministério de Minas e Energia