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
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
VISÃO GERAL
DA ABORDAGEM DOS ESTUDOS DE DEMANDA
Estudos da Demanda de
Longo Prazo
(PNE 2030)
(2007)
Análise do Ano Base (2006)
Contexto Econômico e
Demanda de Energia
Revisão das Premissas
Demográficas e
Setoriais
Revisão do Cenário
Econômico de
Referência
Projeções Preliminares
da Demanda
Estudos da Oferta
Projeções Finais da
Demanda
CENÁRIO MACROECONÔMICO
PRINCIPAIS PARÂMETROS MACROECONÔMICOS
(médias anuais por período)
DISCRIMINAÇÃO
2003-2007
Taxa de poupança (% PIB)
2008-2017
17,3
19,8
Crescimento da PTF (% a.a.)(1)
1,5
1,7
Preço do petróleo (US$/barril)(2)
49,4
85,1
4,6
4,3
Crescimento da economia mundial (% a.a.)
TAXA DE INVESTIMENTO(3) VERSUS TAXA DE CRESCIMENTO DO PIB
Taxa de investimento total (% PIB)
16,7
19,8
Taxa de investimento público (% PIB)
3,2
3,4
Taxa de crescimento do PIB (% a.a.)(4)
3,9
4,9
Superávit Primário (% PIB)
4,1
2,2
Superávit Nominal (% PIB)
-3,2
-0,2
Dívida Líquida do Setor Público (% PIB)
47,8
26,8
PRINCIPAIS VARIÁVEIS DO DESEMPENHO DO SETOR PÚBLICO
Notas:
(1) Produtividade Total dos Fatores.
(2) Preço médio do petróleo tipo Brent
(US$/barril).
EVOLUÇÃO DAS PRINCIPAIS VARIÁVEIS DO SETOR EXTERNO (US$ bilhões)
Exportações
117,3
241,8
(3) Médias das taxas de investimento a
preços correntes.
Importações
79,3
229,0
(4) Crescimento do PIB de 4% em 2009 e de 5%
ao ano, em média, no período 2010-2017.
Balança Comercial
37,9
12,8
Investimento Externo Direto (IED)
19,4
30,5
0,4
-1,3
Saldo em Transações Correntes (% PIB)
CENÁRIO DEMOGRÁFICO (*)
POPULAÇÃO
1,2% a.a.
250
(2007-2017)
188,6
204,1
2007
2017
200
188,6
197,3
204,1
171,3
3,0
2,5
Taxa de crescimento da
146,6
população (%)
150
3,5
15,5
% ao ano
106 habitantes
milhões de habitantes
2,0
118,6
1,5
93,1
100
71,0
1,0
51,9
50
0,5
0
0,0
1950
1960
1970
1980
1990
2000
2007
2012
2017
CRESCIMENTO DA POPULAÇÃO NA REGIÃO NORTE
14,2 milhões (2007)
16,8 milhões (2007)
(*) Valores atualizados em dezembro/2008, conforme dados do IBGE.
1,7% a.a.
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
INDICADORES DO MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA
CONSUMO RESIDENCIAL
Consumo médio residencial (*)
Número de consumidores residenciais (NCR)
(por consumidor)
(versus População)
200
kWh/mês
180
179
178
População
NCR
200
190
204
Racionamento
160
150
140
milhões
250
147
146
152
100
120
54
50
(*) Projeção resultante de modelo de demanda por uso final.
N0 DE DOMICÍLIOS
53,3
63,0
0
MÉDIA ANUAL DE LIGAÇÕES
(milhões)
2007
2017
26
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
100
69
9,8
2003-2007  1,7 milhão
2008-2017  1,6 milhão
CONSUMO DE ELETRICIDADE NA REDE
POR CLASSE DE CONSUMO
% médio ao ano
6,7
5,1
Residencial
4,1
Industrial
Comercial
4,4
4,8
Outras
Classes
Total
TWh
2008 (*)
2012
2017
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
392,9
474,6
599,3
Classe
Residencial
Total
(*) Valores estimados, utilizados na elaboração das projeções.
CONSUMO DE ELETRICIDADE NA REDE
POR SUBSISTEMA ELÉTRICO
% médio ao ano
4,8
Brasil
4,4
Sistemas
Isolados
4,7
Sul
Nordeste
Norte
5,2
Sudeste/CO
8,6
-17,2
Subsistema
2008 (*)
2012
TWh
2017
Norte
26,6
40,3
55,6
Nordeste
54,3
65,9
85,5
236,6
288,1
357,7
Sul
67,3
79,8
99,0
SIN
384,7
474,1
597,8
8,3
0,5
1,5
392,9
474,6
599,3
Sudeste/CO
Sistemas Isolados
Brasil
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).
CONSUMO FINAL NA REDE
EVOLUÇÃO DA ESTRUTURA POR SUBSISTEMA
2,1%
17,1%
6,8%
13,8%
60,2%
0,3%
Norte
Nordeste
Sul
Isolados
Sudeste/CO
16,5%
59,6%
9,3%
14,3%
AUTOPRODUÇÃO DE ELETRICIDADE (*)
TWh
Outros Setores
Sucroalcooleiro
Siderurgia, Celulose e Petroquímica
37,6
100,3
23,5
21,4
41,3
12,9
62,7
16,1
14,6
53,1
9,4
19
2008
23,7
31,9
2012
2017
(*) Autoprodução: geração de energia elétrica no próprio sítio da unidade consumidora, sem utilização da
rede do sistema elétrico (rede de transmissão e/ou distribuição).
CONSUMO DE ELETRICIDADE
COMPARAÇÃO ENTRE PAÍSES
Consumo de eletricidade e PIB per capita
18.000
Canadá
16.000
14.000
EUA
kWh/hab
12.000
10.000
Japão
8.000
Alemanha
Rússia
6.000
Portugal
Cazaquistão África do Sul
BRASIL
Chile
2017
BRASIL
Argentina
Jamaica
Uruguai
4.000
2.000
Grécia
Reino Unido
Itália
0
0
5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000
US$ [2000]/hab
Elaboração EPE, com base em dados da IEA
Dados relativos ao ano de 2006
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
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%
40
106 veículos
Flex
35
% veículos flex
74%
Álcool
Gasolina
30
% Flex
80%
70%
60%
50%
No total veículos:
40%
2008  23,2 milhões
15
30%
2017  37,1 milhões
10
20%
5
10%
0
0%
25
20
30%
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
VEÍCULOS LEVES CICLO OTTO
DEMANDA DE COMBUSTÍVEIS LÍQUIDOS
106 m³
60
50
40
Gasolina pura
Álcool Anidro
Álcool Hidratado
30
20
-2,7% a.a.
10
-3,5% a.a.
0
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
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
Total
5,2% a.a.
43,0 (106 m³)
1,1
68,1 (106 m³)
3,5
(3%)
(5%)
Diesel
Biodiesel
2008
(*) não inclui consumo do setor energético
41,9
64,6
(97%)
(95%)
Diesel
Biodiesel
2017
CONSUMO FINAL ENERGÉTICO DE ÓLEO COMBUSTÍVEL (106 m³)
 o crescimento do mercado de
óleo combustível deverá ocorrer
Total: 8,1
(106 m³)
3,5%
a.a.
(106 m³)
0,2
por não se prever a continuidade
do deslocamento deste pelo gás
Total: 11,0
(2%)
0,2
3,6
natural,
(3%)
(33%)
devido às novas condições
3,6
(45%)
competitivas e à estabilização das
redes de distribuição de gás
canalizado
7,1
(65%)
4,2
(52%)
2008
(*) não inclui consumo do setor energético
Industrial
2017
Transportes
Outros
CONSUMO FINAL ENERGÉTICO DE GÁS NATURAL (106 m³/dia) (*)
 Crescimento
Total: 35,4
(106 m³/dia)
anual do gás natural inferior ao histórico recente
4,8%
a.a.
Total: 53,9
(106 m³/dia)
2,6
% ao ano
11,1
1,4
7,6
7,7
4,8
40,1
5,4
4,1
4,8
Outros
(*) não inclui consumo do setor energético
Total
Comercial
Transportes
Residencial
Industrial
Transportes
2017
2008
Industrial
26,2
CONSUMO FINAL ENERGÉTICO DE QAV, GLP E OUTROS
SECUNDÁRIOS DE PETRÓLEO (106 m³) (*)
QAV
 demanda altamente relacionada com o
12,0
crescimento econômico
8,2
GLP
4,3% a.a.
 demanda guiada pelo crescimento de
domicílios
 deslocamento pela entrada do gás natural
15,1
12,3
Outros
 acompanham o crescimento previsto para o
setor industrial
4,9
2,3% a.a.
5,2% a.a.
2008
QAV
7,8
2017
GLP
Outros
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
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
ESTRUTURA DO CONSUMO FINAL ENERGÉTICO (*)
POR FONTE (%)
Fontes
Renováveis
22,8%
Gás Natural
6,0%
Eletricidade
19,1%
Outros
Energéticos
11,6%
2008
Derivados
de Petróleo
40,5%
Fontes
Renováveis
24,6%
(*) não inclui consumo do setor energético
Eletricidade
20,6%
2017
Gás Natural
6,2%
Outros
Energéticos
12,2%
Derivados de
Petróleo
36,5%
CONSUMO FINAL ENERGÉTICO (*)
POR FONTE
106 tep
Energéticos
2008
2012
2017
 2008-2017
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
21,9
26,1
34,1
12,2
188,4
225,8
280,6
92,2
Outros
Total
(*) não inclui consumo do setor energético
CONSUMO DE ENERGIA
COMPARAÇÃO ENTRE PAÍSES
Consumo de energia e PIB per capita
7
Canadá
6
EUA
tep/hab
5
4
Rússia
3
Alemanha
Cazaquistão
BRASIL
Portugal
2017
Chile
África do Sul
Argentina
2
1
Jamaica
BRASIL
Japão
Reino Unido
Itália
Grécia
Uruguai
0
0
5.000
10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000
US$ [2000]/hab
Elaboração EPE, com base em dados da IEA
Dados relativos ao ano de 2006
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
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
- 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
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

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.
FONTES DE GERAÇÃO
PCH
BIOMASSA
Estudos de Inventário e
Viabilidade
Projetos Estruturantes/
Estratégicos
UHE
EÓLICA
UTE
Programa de Incentivos às
Fontes Alternativas
NUCLEAR
COGERAÇÃO/
OUTROS
Projetos em
desenvolvimento por
Agentes de Geração
REPOTENCIAÇÃO
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
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
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.
LEGENDA:
H = hidrelétrica
T = termelétrica
FA = fonte alternativa
Indicativa
700
176
176
176
176
176
176
300
201
175
306
204
80
27
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.
LEGENDA:
H = hidrelétrica
T = termelétrica
FA = fonte alternativa
Indicativa
356
70
48
110
30
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
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
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
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.
LEGENDA:
H = hidrelétrica
T = termelétrica
FA = fonte alternativa
Indicativa
160
125
142
160
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
LEGENDA:
H = hidrelétrica
T = termelétrica
FA = fonte alternativa
Indicativa
139
408
150
86
RESULTADOS DAS SIMULAÇÕES
Risco Anual de Déficit (%)
6,00
SE/CO
5,00
S
NE
N/Man
4,00
3,00
2,00
1,00
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
0,00
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
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
1 520
20
1 583
2009
924
1 207
799
1 024
655
771
490
5 869
2010
1 984
1 103
1 732
216
174
350
2 360
378
8 298
2011
1 733
155
1 440
496
700
59
4 582
2012
985
30
426
1 579
350
0
3 370
2013
2 461
414
3 618
1 677
360
114
8 644
2014
1 986
875
1 350
4 211
2015
5 397
320
900
6 617
2016
7 342
320
7 662
2017
6 536
6 536
Dos 57 GW, 38 GW são indicativos.
Desta expansão indicativa, apenas 2,5% são de UTE movidas a
combustível fóssil.
TOTAL
29 393
3 783
1 350
8 014
5 487
1 198
1 760
3 208
1 149
640
1 390
57 372
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
100 833
154 796
60 000
40 000
EÓLICA
BIOMASSA
PCH
20 000
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
-
2008
HIDRO
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%
EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA DA GERAÇÃO
VALORES GLOBAIS PARA O SIN
Distribuição da Potência Instalada - Total - Mai/2008
MAI/2008
101 GW
Distribuição da Potência Instalada - Total - Dez/2017
DEZ/2017
155 GW
NORDESTE
13%
SUL
17%
16.779 MW
13.335 MW
11.246 MW
NORTE
11%
NORDESTE
15%
NORTE
21%
23.626 MW
SUL
15%
23.030 MW
32.873 MW
75.267 MW
59.472 MW
SUDESTE / CO
59%
SUDESTE / CO
49%
EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA EM
HIDROELETRICIDADE
stribuição da Potência Instalada - Hidro - Mai/2008
Distribuição da Potência Instalada - Hidro - Dez/2017
MAI/2008
81 GW
SUL
16%
DEZ/2017
110 GW
NORDESTE
13%
12.868 MW 10.854 MW
48.252 MW
SUDESTE / CO
60%
NORTE
27%
11.524 MW
NORTE
11%
9.024 MW
NORDESTE
10%
SUL
15% 16.200 MW
29.664 MW
52.385 MW
SUDESTE / CO
48%
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
DIRETRIZES E PREMISSAS

Configuração dos Subsistemas e Interligações:
LEGENDA
N/Man/AP
IMP
BM
AC/RO/MD
TP
NE
SE/CO
IT
IV
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
Interligação Existente
Expansão Licitada
S
Expansão Planejada
DESENVOLVIMENTO DOS ESTUDOS DE TRANSMISSÃO
Análise de Fluxo de
Potência
Análise de Desempenho
Dinâmico
Limites de Intercâmbio
nas Interligações
ESTUDOS
REALIZADOS
Análise de
Confiabilidade
Análise de CurtoCircuito
Estimativa da TUST
Estimativa de
Investimentos
EXPANSÃO DAS INTERLIGAÇÕES
N/ Man /AP
IMP
BM
BM
AC/RO/MD
AC/RO/MD
Início da motorização
da primeira usina do
rio Madeira
TP
TP
2780 MW
ANO: 2012
ITIT
Aumento da capacidade de
exportação do Nordeste
considerando o potencial
contratado no LEN 2008
750 MW
NE
NE
SE/CO
SE/CO
IV
Interligação Existente
Expansão Licitada
SS
Expansão Planejada
305 km
INTEGRAÇÃO DAS USINAS DO RIO MADEIRA
160 km
Rio Branco
30km
Back-to-back 2x400MW
Alternativa em
corrente contínua
41km
Samuel
150km
Ariquemes
Jiparaná
165km
Leilão realizado em
26.11.2008
Pimenta Bueno
118km
160km
Vilhena
354km
Cuiabá
+600 kV
Ribeirãozinho
500 kV
Trindade
230 kV
Rio Verde
Distância entre faixas:10 km
Itumbiara
Atibaia
N. Iguaçu
350 km
Araraquara
3 x 1250
500 kV
345 kV
440 kV
440 kV
138 kV
EMPREENDIMENTOS
RECOMENDADOS
PARAem
LICITAÇÃO
EM 2008 Empreendimentos
Recomendados
para Licitações
2008 - Norte
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
EXPANSÃO DAS INTERLIGAÇÕES
Ampliação da capacidade
de recebimento da região
Norte
Ampliação da capacidade de
escoamento de energia do
Norte
1650 MW
N/ Man /AP
2600 MW
IMP
Ampliação da
interligação
Norte-Sul
BM
BM
AC/RO/MD
AC/RO/MD
Continuação da
motorização das
usinas do Rio Madeira
ANO: 2014
TP
TP
1100 MW
NE
NE
1000 MW
3100 MW
ITIT
Aumento da capacidade de
intercâmbio
SE/CO
SE/CO
IV
Interligação Existente
Expansão Licitada
SS
Expansão Planejada
Empreendimentos
Recomendados
para Licitações Futuras
- Norte
EMPREENDIMENTOS
RECOMENDADOS
PARA LICITAÇÕES
FUTURAS - NORTE
LT S. Luís II – S. Luís III C2 230 kV
39 km - 2012
LT Itacaiúnas – Carajás C3 230 kV 110 km - 2010
LT P. Dutra – Açailândia C2 500 kV
416 km - 2011
LT P. Dutra – Miranda C3 500 kV
195 km - 2012
Total de:
611 km de LT em 500 kV
149 km de LT em 230 kV
EXPANSÃO DAS INTERLIGAÇÕES
N/ Man /AP
Início da motorização
de Belo Monte
IMP
2600 MW
AC/RO/MD
AC/RO/MD
BM
BM
TP
TP
NE
NE
1500 MW
Início da motorização
das usinas do rio
Teles Pires
SE/CO
SE/CO
ANO: 2015
ITIT
IV
Interligação Existente
Expansão Licitada
SS
Expansão Planejada
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
Gurupi
Estreito
Serra da Mesa
210 km
325 km
Araraquara
560 km
Atibaia
Nova Iguaçu
N
O
R
D
E
S
T
E
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
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
EXPANSÃO DAS INTERLIGAÇÕES
N/ Man /AP
IMP
Ampliação da interligação
Norte-Sul para escoamento
da geração de Belo Monte
AC/RO/MD
AC/RO/MD
BM
BM
TP
TP 1500 MW
NE
NE
1500 MW
Continuação da
motorização das usinas
do rio Teles Pires
1500 MW
SE/CO
SE/CO
ITIT
ANO: 2016
IV
Aumento da capacidade de
intercâmbio
Interligação Existente
Expansão Licitada
SS
Expansão Planejada
EXPANSÃO DAS INTERLIGAÇÕES
N/ Man /AP
IMP
Continuação da motorização
de Belo Monte
BM
BM
2900 MW
AC/RO/MD
AC/RO/MD
TP
TP
NE
NE
1500 MW
Continuação da
motorização das usinas
do rio Teles Pires
Reforço necessário para
escoar totalidade do
subsistema Madeira,
inclusive com a inclusão
da usina Tabajara
1000 MW
ITIT
ANO: 2017
SE/CO
SE/CO
IV
Interligação Existente
Expansão Licitada
SS
Expansão Planejada
ESTIMATIVA DE INVESTIMENTOS
Linhas de transmissão
Bilhões
8
+ 36 Mil Km = 123 Mil Km
7
6
5
R$
4
3
2
1
0
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Subestações
2017
Bilhões
3,5
3,0
2,5
R$ 2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
2008
2009
2010
2011
Com fronteira
2012
2013
Sem fronteira
2014
2015
2016
2017
ANÁLISE AMBIENTAL
DISTRIBUIÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO PELOS BIOMAS
Sistema existente
Sistema planejado
ANÁLISE AMBIENTAL
DISTRIBUIÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO PELOS BIOMAS
Sistema existente
Costeiro
0,46%
0,46%
Ecótonos
CaatingaAmazônia
2,11%
2,11%
Ecótonos
CerradoAmazônia
1,14%
1,14%
Cerrado
26,75%
Ecótonos Cerrado0,40%
Caatinga
0,40%
26,75%
Mata Atlântica
45,78%
45,78%
Campos
4.73%
Sulinos
4,73%
14,28%
Caatinga
14,28%
4,34%
Amazônia
4,34%
Sistema planejado
Ecótonos
CaatingaEC ÓT ON OS
Amazônia
C A A T IN G A A M A Z Ô N 1,55%
IA ; 1,5 5
Costeiro
C O S T E IR O ; 0 ,4 1
0,41%
Ecótonos
CerradoE C Ó TAmazônia
O N O S C E R R A D Ecótonos
OCerradoA M A Z Ô N IA ; 3 ,0 7
3,07%
Caatinga
EC ÓT ON OS C ER R A D O0,39%
CAAT
IN G A ; 0 ,3 9
Mata Atlântica
18,52%
M A T A A T LÂ N T IC A ;
18 ,5 2
Amazônia
21,69%
A M A Z Ô N IA ; 2 1,6 9
Cerrado
45,43%
C E R R A D O ; 4 5 ,4 3
C A A T IN G A ; 6 ,2 8
Campos Sulinos
2,65%
Caatinga
6,28%
C A M P O S S ULIN O S ;
2 ,6 5
EMISSÃO DE GASES DE EFEITO ESTUFA (GEE)
Emissões líquidas no período 2008-2017
Total de emissões evitadas: 52 Mt.CO2 eq.
Redução propiciada pela integração dos sistemas isolados de Manaus, Macapá e Acre-Rondônia
50,00
45,00
40,00
52 Mt CO² equival.
18% das emissões totais
Mt.CO2eq
35,00
30,00
25,00
20,00
15,00
10,00
5,00
0,00
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Ano
Emissões Líquidas
Emissões Evitadas
2016
2017
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
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
PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
RESERVA
RECURSO
Classificação dos recursos petrolíferos (óleo e gás)
NÃO
DESCOBERTO
CONTINGENTE
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
POSSÍVEL
Reserva Total = Volume recuperável de
PROVÁVEL
petróleo ou gás em jazidas já descobertas,
de comprovada comercialidade,
em três níveis de confiabilidade:
PROVADA
provada, provável e possível
PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
PREVISÃO DE PRODUÇÃO NACIONAL DE PETRÓLEO
MILHÕES DE BARRIS/DIA
5
4
3
2
RT + RC + RND
RT + RC
RT
1
0
2007
2009
2011
2013
ANO
2015
2017
PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
PREVISÃO DE PRODUÇÃO NACIONAL DE PETRÓLEO
MILHÕES DE BARRIS/DIA
5
4
3
2
OUTRAS
1
PETROBRAS
0
2007
2009
2011
2013
ANO
2015
2017
RAZÃO RESERVA / PRODUÇÃO (R/P)
RT/P = (RESERVA TOTAL) / (PRODUÇÃO ANUAL).
INCLUI ACRÉSCIMOS PREVISTOS DE RECURSOS CONTINGENTES.
DURAÇÃO DA RESERVA :
( ANOS )
50
40
TUPI
CARIOCA
NOVAS DESCOBERTAS
DEVERÃO
REVERTER DECLÍNIO DA
RESERVA TOTAL / PRODUÇÃO
PETRÓLEO
GÁS
29,7
30
20,9
25,8
20
10
R/P ATUAL:
ÓLEO: 18,8 ANOS
GÁS : 18,2 ANOS
14,4
0
2008
2010
2012
ANO
2014
2016
Bacias Sedimentares, Produção de Petróleo e Concessões
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 2008-2017).
 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.
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
EXPANSÃO DA OFERTA
OFERTA TOTAL BRASIL: MALHA INTEGRADA (EXCLUI REGIÃO NORTE)
180,0
160,0
(26 Mm³/dia)
Não Descoberto
140,0
(17 Mm³/dia)
Contingentes
Milhões de m³/dia
120,0
100,0
(65 Mm³/dia)
Capacidade de Importação
80,0
Bolívia: 30 Mm³/dia
GNL: 35 Mm³/dia
60,0
40,0
Descobertos
20,0
(58 Mm³/dia)
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Anos
Descobertos
Importação
Contingentes
Recursos Não Descobertos
BALANÇO DA OFERTA E DEMANDA DE GÁS NATURAL NO BRASIL
MALHA INTEGRADA (cenário referência)
180
Oferta Total
160
Térmicas
140
Bicombustíveis
Milhões m 3 /dia
120
Oferta Total
Térmicas a
Gás
100
sem Recursos
Não Descobertos
80
60
Demanda Não-Termelétrica
40
20
0
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Anos
Demanda Não-Termelétrica
Oferta Total
Térmicas a Gás
Térmicas Bicombustíveis
Oferta S/Recursos Não Descobertos
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
180
Oferta Total
Bicombustíveis
160
Térmicas
Indicativas
Milhões m 3/dia
140
120
Oferta Total
Térmicas a
Gás
100
sem Recursos
Não Descobertos
80
60
Demanda Não-Termelétrica
40
20
0
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
GASODUTO COARI - MANAUS
Tabela 1 – Ampliação do Sistema de Transporte – Região Norte
Estado
AM
Gasoduto
Coari - Manaus
Total
Diâmetro Extensão
km
Polegadas
383,0
20
383,0
Previsão de conclusão em setembro de 2009
Capacidade
Mil m³/dia
10.500
BALANÇO DA OFERTA E DEMANDA DE GÁS NATURAL – REGIÃO NORTE
10.000
9.000
8.000
mil m 3/dia
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Anos
Demanda Não-Térmelétrica
Térmicas Gás
Oferta Local
2017
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
PRODUÇÃO DE PETRÓLEO x DEMANDA DE DERIVADOS
4.000
3629
3.500
3.000
mil BPD
2676
2.500
2.000
1.500
1.000
500
2008
2009
2010
2011
Produção de petróleo
2012
2013
Anos
2014
2015
2016
Demanda de derivados
2017
HIPÓTESES DE EVOLUÇÃO DO PARQUE DE REFINO
TRAJETÓRIA II
ADICIONAL À TRAJETÓRIA I:
TRAJETÓRIA I
• REFINARIA PREMIUM I
• AMPLIAÇÕES E NOVAS UNIDADES
300 mil bpd em 2013 e
NO PARQUE ATUAL (2008 - 2012)
300 mil bpd em 2015
• REFINARIA ABREU E LIMA
• REFINARIA PREMIUM II
200 mil bpd em 2011
150 mil bpd em 2014 e
150 mil bpd em 2016
• COMPERJ
150 mil bpd em 2013
TRAJETÓRIA III
ADICIONAL À TRAJETÓRIA I:
• REFINARIA PREMIUM I
300 mil bpd em 2014 e
300 mil bpd em 2016
OFERTA E DEMANDA DE DERIVADOS
4.000
PRODUÇÃO MÁXIMA
DE DERIVADOS
TRAJETÓRIA II
mil bpd
3.500
PRODUÇÃO MÁXIMA
DE DERIVADOS
3.000
TRAJETÓRIA III
2.500
DEMANDA DE DERIVADOS
PRODUÇÃO MÁXIMA
DE DERIVADOS
TRAJETÓRIA I
2.000
1.500
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
PROJEÇÕES DO BALANÇO OFERTA X DEMANDA DE DERIVADOS
ÓLEO DIESEL
1.400
TRAJETÓRIA II
1.300
1.200
TRAJETÓRIA III
mil bpd
1.100
1.000
900
TRAJETÓRIA I
DEMANDA
800
700
600
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
PROJEÇÕES DO BALANÇO OFERTA X DEMANDA DE DERIVADOS
PRODUÇÃO X DEMANDA – QUEROSENE DE AVIAÇÃO (QAV)
250
230
TRAJETÓRIA II
210
mil bpd
190
170
150
TRAJETÓRIA III
130
110
DEMANDA
90
TRAJETÓRIA I
70
50
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
PROJEÇÕES DO BALANÇO OFERTA X DEMANDA DE DERIVADOS
ÓLEO COMBUSTÍVEL
400
350
mil bpd
300
250
200
TRAJETÓRIA I
150
DEMANDA
TRAJETÓRIA II
TRAJETÓRIA III
100
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
REFINARIA DE MANAUS
BALANÇO DE PETRÓLEO
ÓLEO COMBUSTÍVEL
PRODUÇÃO DE PETRÓLEO URUCU X CARGA PROCESSADA NA REMAN
8.000
7.000
6.000
m³/d
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
Produção de Urucu
Carga da Destilação da REMAN
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Carga Processada pela REMAN - ANP 2006
Petróleo
URUCU
CEARA MAR
BARRACUDA (P-34/P-43)
ESPIRITO SANTO
CABIUNAS MISTURA
Total
Carga (m³/d)
%
4.851 86%
503
9%
274
5%
15
0%
13
0%
5.656 100%
REFINARIA DE MANAUS
Produção de Derivados - REMAN
Referência: PDE 2008-2017, ver. 7, nov. 08
Produção de Derivados (m³/d)
GLP
Nafta_DD
GA
QAV
DSLBR
OC
S
2008
230
625
476
38
2.622
2.919
6.909
2009
229
618
475
32
2.627
2.920
6.901
2010
229
690
474
98
2.572
2.829
6.893
2011
234
827
476
213
2.478
2.581
6.808
2012
234
631
476
2.636
2.821
6.798
2013
234
630
476
2015
227
1.103
476
2016
233
1.115
475
2.637
2.812
6.788
2014
232
658
476
78
2.602
2.733
6.779
2017
231
801
474
2.363
1.480
5.649
2.875
2.059
6.758
2.858
2.384
6.747
2013
557
1.230
775
4.099
1.308
7.969
2014
572
1.283
816
4.309
1.403
8.383
2015
587
1.330
858
4.522
1.480
8.777
2016
602
1.372
902
4.746
1.545
9.167
2017
616
1.418
949
4.970
1.588
9.541
Demanda de Derivados em Manaus
Referência: PDE 2008-2017, ver. 7, nov. 08
Manaus (m³/d)
GLP
GA
QAV
DSLBR
OC
S
2008
482
890
599
4.518
2.774
9.263
2009
498
979
631
3.938
1.598
7.644
2010
512
1.026
665
4.041
1.801
8.045
2011
527
1.132
700
4.234
1.932
8.525
2012
542
1.177
737
3.916
1.237
7.609
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
- ETANOL
- BIODIESEL
3.4. OFERTA DE BIOCOMBUSTÍVEIS
PROJEÇÃO DA DEMANDA TOTAL, OFERTA E DA
CAPACIDADE INDUSTRIAL DE PRODUÇÃO DE ETANOL
63,9
65
2,4
Em 2007 existiam 355 Usinas
produtoras de etanol ou mistas
Outros
8,3
Bilhões de Litros
55
Exportação
248
45
53,2
238
226
214
35
200
24,0
1,1
183
160
25
4,2 42
18,7
15
2008
Média
acumulada da
produção de
etanol anterior
é de 64 ML /
usina
Demanda Interna Carburante
137
81
2009
2010
105 ML / Usina
2011
2012
200 ML / Usina
2013
2014
300 ML / Usina
2015
2016
350 ML / Usina
Projeção EPE de Usinas produtoras de etanol ou mistas
2017
400 ML / Usina
Média da
capacidade de
produção de
etanol das novas
usinas
ALCOOLDUTOS
DISTRIBUIÇÃO INTERNA E EXPORTAÇÃO DE ETANOL
Senador
Canedo
Transpetro: Senador Canedo –
São Sebastião
Comprimento: 1.171 km
Uberaba
Investimento: US$ 1,57 Bilhões
Previsão de Término: 2010
4 bilhões
Litros/Ano
Ribeirão
Preto
REDUC
Paulínia
Ilha
D’Água
Guararema
São
Sebastião
8 bilhões
Litros/Ano
ALCOOLDUTOS
DISTRIBUIÇÃO INTERNA E EXPORTAÇÃO DE ETANOL
Nova
Olímpia
Cuiabá
Rondonópolis
Campo
Grande
Presidente
Epitácio
Transpetro ou Governos de
MS, GO e Federal: Nova
Olímpia – Paranaguá
Comprimento: 2.000 km (aprox.)
Londrin
a
Ainda indefinido
REPAR
Paranaguá
5 bilhões
Litros/Ano
ALCOOLDUTOS
DISTRIBUIÇÃO INTERNA E EXPORTAÇÃO DE ETANOL
Alto
Taquari
Costa
Rica
Paranaíba
SJ Rio
Preto
Brenco: Alto Taquari - Santos
Comprimento: 1.120 km
Investimento: R$ 5,5 Bilhão
Paulínia
Previsão de Término: 2011
Santos
4,25 bilhões
Litros/Ano
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
Açúcar
Etanol
Área (Mha)
3,03
3,98
2008
Terra Agricultável (%)
0,80
1,05
Área (Mha)
4,91
9,69
2017
Terra Agricultável (%)
1,30
2,56
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
- ETANOL
- BIODIESEL
3.4. OFERTA DE BIOCOMBUSTÍVEIS
LOCALIZAÇÃO E CAPACIDADE INSTALADA DAS USINAS
DE BIODIESEL
Quantidade de Capacidade
Usinas
ML / ano
Operação comercial autorizada com
registro da RF
Em regurarização na RF
44
2.651
18
477
Capacidade Instalada
62
3.128
Em regurarização na ANP (inclui 11
ampliações) *
33
1.030
Total
95
4.158
* Algumas capacidades ainda estão pendentes
PROJEÇÃO DE PREÇOS DIESEL E BIODIESEL POR INSUMO
7.80
6.80
MAMONA
(PREÇOS INTERNACIONAIS)
5.80
AMENDOIM
4.80
R$/L
GIRASSOL
3.80
SOJA
COLZA
2.80
SEBO
DENDÊ
FRITURA
DIESEL
1.80
BORRA
ESGOTO
0.80
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
BIODIESEL: CONSUMO OBRIGATÓRIO
A atual capacidade instalada já permite a efetivação
do percentual obrigatório de 5% (B5) previsto para até 2013
4,50
4,2
4,00
Bilhões de Litros
3,50
3,50
3,1
3,00
2,50
2,00
1,50
1,13
1,00
0,50
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Antecipação de Demanda B5
Demanda obrigatória
Capacidade Instalada
Capacidade Potencial
2017
1. DEMANDA DE ENERGIA
1.1. DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA
1.2. DEMANDA DE COMBUSTÍVEIS
2. OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA
2.1. GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
2.2. TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
3. OFERTA DE COMBUSTÍVEIS
3.1. RESERVAS E PRODUÇÃO DE PETÓLEO E GÁS NATURAL
3.2. OFERTA DE DERIVADOS DE PETRÓLEO
3.3. OFERTA DE GÁS NATURAL
3.4. OFERTA DE BIOCOMBUSTÍVEIS
 SÍNTESE DOS INVESTIMENTOS
SÍNTESE DOS INVESTIMENTOS
R$ bilhões
Período 2008-2017
%
Oferta de Energia Elétrica
181
23,6%
Geração
142
18,5%
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%
Transmissão
TOTAL
767
Notas:
100,0%
(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)
Ministério de Minas e Energia