CP 33 e PDE 2026: Construindo o setor elétrico do futuro & Visão … · 2017. 9. 11. · Empresa...

Empresa de Pesquisa EnergéticaMinistério de Minas e Energia


1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017

CP 33 e PDE 2026: Construindo o setor elétricodo futuro & Visão da matriz

1ª Reunião Extraordinária do CONCEPERio de Janeiro, 28 de agosto de 2017



O CONSELHO CONSULTIVO DA EPEO que é o CONCEPE?

Art. 26. Compete ao Conselho Consultivo da EPE:

I - sugerir diretrizes, estratégias e áreas prioritárias de atuação para estudos e pesquisas;

II - sugerir formas e fontes de captação de recursos destinados à concretização dos objetivosda EPE; e

III - analisar e estimular as propostas da EPE que busquem consolidar a imagem que retrateseu escopo de atuação, sua finalidade básica e seus objetivos perante a sociedade,instituições públicas ou privadas, nacionais, internacionais e estrangeiras.

Decreto nº 5.164, de 16 de agosto de 2004



Art. 23. O Conselho Consultivo da EPE será composto por:

I - cinco representantes do Fórum de Secretários de Estado para Assuntos de Energia, sendo um de cada regiãogeográfica do País;

II - dois representantes dos geradores de energia elétrica, sendo um de geração hidroelétrica e outro de geraçãotermoelétrica;

III - representante dos transmissores de energia elétrica;

IV - representante dos distribuidores de energia elétrica;

V - representante das empresas distribuidoras de combustível;

VI - representante das empresas distribuidoras de gás;

VII - representante dos produtores de petróleo;

VIII - representante dos produtores de carvão mineral nacional;

IX - representante do setor sucroalcooleiro;

X - representante dos empreendedores de fontes alternativas de energia;

XI - quatro representantes dos consumidores de energia, sendo um representante da indústria, um representante docomércio, um representante do setor rural e um representante dos consumidores residenciais; e

XII - representante da comunidade científica com especialização na área energética.

O CONSELHO CONSULTIVO DA EPEComposição

Os membros titulares e suplentes do Conselho Consultivoserão designados pelo Ministro de Estado de Minas eEnergia para um mandato de três anos, admitida arecondução.

O Conselho Consultivo reunir-se-á, ordinariamente, a cadaseis meses e, extraordinariamente, sempre que convocadopelo seu Presidente ou por dois terços dos seus membros.



O CONCEPE E A EPE

• Gostaríamos de encontros regulares, maximizando a participação de seusmembros através de plataformas virtuais ou reuniões gravadas, quando assim fornecessário

• CONCEPE como fonte de sugestões de temas de trabalhos técnicos da EPE, assimcomo sua priorização e abordagem de condução

• CONCEPE como fonte de comunicação e divulgação dos trabalhos da EPE

• CONCEPE como fonte de fortalecimento da EPE como entidade de estudos deplanejamento energético

• Enfim, gostaríamos de mais aproximação entre o CONCEPE e a EPE

“Gostaríamos de um conselho bastante ativo”



TemárioReunião Extraordinária com o CONCEPE

• O setor elétrico do futuro

• Desafio da construção

• Papel do planejamento

• Proposta para o Brasil: CP 33.

• Principais tendências e visão de matriz (PDE 2026)

• Discussão




Setor Elétrico do Futuro: Desafio da construção



Fonte: Correio Braziliense, 11 de agosto de 2017



O que é o setor elétrico do futuro?Desafio das condições de contorno: tecnologia e aspectos socioambientais

• No atacado, tecnologias de geração com custos variáveis de produção

desprezíveis e elevada variabilidade de produção são a realidade

• No varejo, recursos energéticos distribuídos, incluindo solar de pequena escala,

armazenamento, resposta pela demanda e carros elétricos serão a realidade

• Tecnologias de medição avançada e de comunicação bidirecional com

consumidores varejistas tornarão o consumidor um agente “ativo”



O que o setor elétrico do futuro nos demandará?Aperfeiçoamento é a palavra-chave!

• É necessário antecipar os ajustes regulatórios antes que problemas aconteçam:

• Novas tecnologias demandam novos procedimentos de planejamento e

operação, exigindo flexibilidade e análises mais sofisticadas e com maior granularidade

(metodologia e modelagem).

• Precisaremos de processos adaptativos e com inovação.

• Relação risco × retorno de medidas e políticas deve ser analisada.



IMPACTOS NO PLANEJAMENTO“o planejamento é uma cadeia de ações integradas”

Horizonte de tempo

As novas tecnologias requerem avanços nas metodologias e modelagem do sistema



O estudo avalia as tecnologias, as políticas, e modelos de negócios que estão moldando a evolução da indústria...

... e seus impactos na regulação, planejamento,

mercado e empresas.

Exemplo: Utilities of the Future na EPEO planejamento deve facilitar e não criar facilidades na competição...

O planejamento deve criar condições isonômicas que permitam a competição entre as tecnologias, para que prevaleçam as opções mais competitivas e que tragam maior valor ao

sistema.

“Sinais econômicos eficientes e corretos e condições isonômicas de competição são a melhor maneira de

colocar todos os recursos, centralizados e distribuídos, em pé de igualdade para deixar que as decisões dos

agentes – incluindo o consumidor – conduzam à economicidade, segurança e sustentabilidade no

suprimento de energia elétrica”



• Maior importância da gestão da confiabilidade G-T

• Aprofundar entendimento das complementariedades entre UHE e renováveis, incluindo mudanças climáticas

• Definição de medidas de adequabilidade e firmeza, capturando as complementariedades

• Maior compatibilidade entre os mundos “físico” e “comerciais”

• Busca por produtos e serviços sistêmicos (exemplo: flexibilidade) e compatibilização com as características individuais de cada fonte

• Estudos preventivos e “pro-ativos”, como o planejamento da transmissão e coordenação com expansão da geração

• O planejamento da expansão tem que representar a operação em mais detalhes e com mais granularidade (espacial e temporal incluindo GD), com novas incertezas (e correlações) novas ferramentas computacionais

• Maior integração com outras commodities e com o meio ambiente

• Os estudos de planejamento são fundamentais para a preparação do sistema para a maior integração de renováveis, por exemplo, estudos de penetração máxima

Visão de longo prazo e o papel do planejamentoComo o planejamento deverá se adaptar no setor elétrico?




Setor Elétrico do Futuro: Proposta



Visão de longo prazo para o setor elétricoPontos de consenso entre agentes do setor

• Elementos fundamentais da visão de longo prazo:

• Incentivos a decisões eficientes de agentes como vetor para garantir

economicidade, segurança e sustentabilidade de suprimento.

• Sinais econômicos como vetor de alinhamento entre incentivos individuais e

interesse sistêmico.

• Incentivos requerem alguma alocação de riscos (probabilidade e tamanho de

ganhos e perdas) a agentes, alocação ótima considerando risco-retorno e

prêmios.



Visão de longo prazo para o setor elétricoSetor elétrico como vetor para a recuperação econômica com sustentabilidade de longo prazo e atenção aos desafios atuais

• Como alcançar esta visão?

• Definição de princípios, comunicação e diálogo

• Medidas de aprimoramento e ações baseadas nestes princípios,

reconhecendo a importância de mercado onde ele é bom e planejamento

onde o mercado possui dificuldades.



PARA ONDE QUEREMOS IR & PRINCIPIOS“ambiente dinâmico, adaptado a novas tecnologias, com visão de longo prazo e responsabilidades definidas”

1. Respeito aos direitos de propriedade, respeito a contratos e intervenção mínima

2. Meritocracia, economicidade e eficiência (produtiva e alocativa, do curto ao longo prazo)

3. Transparência e participação da sociedade nos atos praticados

4. Isonomia

5. Valorização da autonomia dos agentes

6. Adaptabilidade e flexibilidade

7. Coerência

8. Simplicidade

9. Previsibilidade e conformidade dos atos praticados

10. Definição clara de competências e respeito ao papel das instituições



Medidas concretas vinham sido discutidas...

• Exemplo de medidas:

• Separação lastro-energia

• Melhoria de sinais econômicos de curto prazo em

preços/tarifas

• Descotização e não aplicação

de cotas para concessões vincendas futuras

• Discussão do mecanismo de incentivos a renováveis &

subsídios em geral

• Tratamento de legados

• Redução de custos de transação

• Ampliação do mercado livre

• Participação da sociedade tem sido e continuará sendo

essencial.

XVI Encontro APINE, Set/2016

Reunião plenária FASE,

Set/2016

Reunião P&D 20, Dez/2016

...

Diálogo e ComunicaçãoDezenas de reuniões desde Julho de 2016



Visão de longo prazo para o setor elétricoSetor elétrico como vetor para a recuperação econômica...

Recuperação da economia

real

Mais poder ao consumidor

Aumento da liquidez no

mercado livre

Acesso à energia

renovável competitiva

Redução de encargos

Abertura e fim de reservas de

mercado

Alocação de custos

equilibrada



Visão de longo prazo para o setor elétrico...com sustentabilidade de longo prazo...

Setor Elétrico Sustentável

com atração de investimentos

Preços e tarifas

binômias horários e locacionais

Adequação de incentivos à

migração

Separação de lastro e energia flexível.

Valoração dos benefícios das fontes e fim de

subsídios

Retirada de trava, oferta de preços, garantias

diárias etc.

Alocação de riscos, funções

e custos da transição



Visão de longo prazo para o setor elétrico...e atenção aos desafios atuais

Atenção aos Desafios atuais

Parcelar débitos judiciais

pendentes

Resolver o GSF com retroação

de GFOM

Conseguir recursos para revitalizar o

São Francisco.

Valorizar ativos da Eletrobras para venda e recuperação da empresa.

Solucionar sobras de energia na

distribuição

Incentivar fim dos conflitos na RBSE com uso da RGR.



• Estrutura da consulta

• Princípios e Visão de futuro

• Grupo 1 – Compromissos e Elementos de Coesão

• Grupo 2 – Medidas de Destravamento

• Grupo 3 – Alocação de Custos e Racionalização

• Grupo 4 – Medidas de Sustentabilidade e Desjudicialização

• “FAQ” para discussão criados

• 200+ contribuições recebidas

CP 33 como vetor de aperfeiçoamento do setorPrestando contas com passado e uma proposta para o futuro



• Principais temas

• Separação lastro x energia & financiabilidade da expansão

• Oferta de preços & “fim” (ou futuro) do MRE

• Tarifa binômia + sinais horo-locacionais na D

• Descotização e privatização da Eletrobras

• Cheque em branco ao governo & AIR

• Temas importantes não incluídos na CP que são essenciais

• Separação energia x fio & comercialização na D

• Governança setorial & recursos

• Timing da implementação? Não vai virar a chave imediatamente

CP 33 como vetor de aperfeiçoamento do setorPrimeiras avaliações



• Precisamos sim, aperfeiçoar o modelo setorial, e começar já.

• Mas não existe o modelo setorial bom, bonito e barato, que há uma

transição, e com ela muitos desafios

O MME e a EPE seguem , de forma integrada às outras instituições,

abertos para discutir estes temas (e outros) com todos

Conclusões

CP 33 como vetor de aperfeiçoamento do setor




PDE 2026:Principais Tendências e

Visão da Matriz



PDE 2026Visão Geral

• Apoio ao planejamento do setor de energia: • Documento informativo com indicação, e não

determinação, das perspectivas de expansão futura do setor de energia sob a ótica do Governo.

• Visão integrada para os diversos energéticos no horizonte de 10 anos:• Considera sinergias e traz benefícios em termos de

aumento de confiabilidade, redução de custos de produção e redução de impactos ambientais.

• Instrumento de comunicação com a sociedade, os agentes e investidores:• Para agentes e investidores, o PDE facilita o acesso

à informação relevante para a tomada de decisões.



PDE 2026Principais Novidades

• Tratamento da incerteza no processo de planejamento:• Construção de uma trajetória de referência e análises de

sensibilidade (cenários what-if).

• Instrumento de diálogo com sociedade sobre incerteza:• Consulta Pública, Apresentações, Seminários: Novos

estudos com novos cenários what-if ao longo do ano.

• Boxes: • Ressaltam mensagens, fazem

provocações, buscam trazer a discussão e o livre pensamento para dentro do

documento.

• No caso do setor elétrico: • Modelo computacional de decisão de investimento para suporte

à construção da oferta• Transparência, reprodutibilidade & benchmarks

Box 1.pdf

Box 1.pdf



PDE 2026Principais Novidades

• Resumo com pontos principais dos capítulos.

• Nova formatação: • Menor número de páginas, mas não

menos informativo!• Layout mais leve.

• Informação disponível na página do PDE no site da EPE :• Dados de gráficos,• Decks, • Figuras, • Notas técnicas.

• E já pensando no próximo PDE:• Vídeos• Blog do PDE 2026• Webinars

http://www.epe.gov.br/pde

http://www.epe.gov.br/pde



O plano possui 29 “boxes”17 ligados ao setor elétrico

1. Que levaria a uma retomada mais rápida da economia brasileira?2. Impactos de cenário alternativo na carga de energia3. Evolução tecnológica próxima e a adaptação do planejamento4. Entrada de veículos elétricos e híbridos no horizonte 20265. Plano é Indicativo e facilitador de acesso à informação contestável6. Plano indicativo de expansão de geração e decisões executivas7. Representação mais granular de recursos em modelos de planejamento8. Atendimento à demanda máxima de potência e flexibilidade operativa9. Mudanças climáticas e geração de eletricidade10. Planejamento proativo da transmissão11. Empreendimentos da Abengoa12. Eficiência energética no brasil: desafios e perspectivas13. Como a variável ambiental contribui para a definição da expansão?14. Como enfrentar os desafios para a expansão hidrelétrica?15. Entenda a meta da COP-21 do Brasil16. Mitigação de GEE: é possível ir além?17. Caminhos flexíveis para a matriz energética




PDE 2026:1. Setor Elétrico

2. Petróleo, gás natural e biocombustíveis3. Matriz energética e meio ambiente



O problema da expansão da geração elétricaOperação vs. Expansão

Análise de investimento

Análise operativa

Cronograma

Custode Operação

(CO)

Custo de investimento

(CI)

OtimalidadeMin {CI + CO}

Realimentação



• Como tratamento do problema é focado na expansão:• Problema do Investimento é Detalhado

• Mas, Operação é Simplificada

• Minimiza o Custo Total de Expansão (Operação + Investimento) sob

condições de incerteza.

• Cálculo Integrado de:• Expansão da Transmissão

• Expansão da Geração

• Consideração dos Custos de G + T no cálculo da expansão otimizada

• Fornece CME

• Facilidade de adicionar novas funcionalidades/restrições, pois temos

acesso ao código fonte

• Transparência, reprodutibilidade e benchmarks

Modelo de Decisão de Investimentos - MDICaracterísticas Principais




Premissas



0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Trajetórias de crescimento do PIB (% a.a.)

Referência Alternativo

• Retomada gradual dos investimentos eminfraestrutura;

• Resistência na implementação de algumas reformase situação complicada dos estados dificultam oajuste fiscal;

• Dificuldades de retomada do mercado de trabalholevam a uma recuperação menos expressiva dademanda interna;

• Crescimento potencial limitado pela baixa poupançainterna e produtividade.

Referência

• Reformas econômicas, melhora do programa deconcessões e abertura da economia impactampositivamente a produtividade;

• Investimentos em infraestrutura são retomadosmais fortemente e melhoram o Custo Brasil;

• Condução eficaz das contas públicas aumenta aconfiança do agentes;

• Forte retomada do crédito e do mercado detrabalho.

Alternativo

Premissas EconômicasPIB

Taxa de Crescimento do PIB

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Referência 0,5% 1,8% 2,1% 2,7% 2,8% 2,8% 2,9% 3,0% 3,0% 3,0%

Alternativo 1,7% 2,8% 3,1% 3,2% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5%



• Datas de Operação Comercial

• UTN Angra 3: início de operação comercial em janeiro de 2026;

• UHE São Roque: início de operação comercial em julho de 2022;

• UTEs Novo Tempo e Rio Grande: não representadas, representação por meio determelétricas indicativas genéricas;

• Fixação da expansão da oferta eólica de 1.000 MW em 2020;

• Fixação da expansão da oferta solar fotovoltaica de 1.000 MW em 2020;

• Indicação de expansão fotovoltaica de no mínimo 1.000 MW/ano a partir de2021;

• Indicação de uma expansão de usinas termelétricas a biomassa florestallimitada a 100 MW/ano a partir de 2023;

• Indicação, para o ano de 2023, de UTE a gás natural na região Nordeste;

Diretrizes de Política EnergéticaExpansão de Referência



MDI - InsumosRecursos para Expansão: UHE

Data Mais Cedo

Entrada OperaçãoUHE

Potência

(MW)Avaliação Socioambiental

2023 Apertados 139 Viabilidade Aceita - Estudo Finalizado e Entregue

2023 Castanheira 140 Viabilidade Aceita - Estudo Finalizado e Entregue

2023 Comissário 140 Viabilidade Aceita - Estudo Finalizado e Entregue

2023 Davinópolis 74 Viabilidade Aprovada

2023 Ercilândia 87 Viabilidade Aceita - Estudo Finalizado e Entregue

2023 Tabajara 350 Viabilidade com Registro Ativo - Estudo em Execução

2023 Telêmaco Borba 118 Viabilidade Aceita - Estudo Finalizado e Entregue

2024 Foz do Piquiri 93 Viabilidade Aceita - Estudo Finalizado e Entregue

2025 São Miguel 58 Viabilidade com Registro Ativo - Estudo em Execução

2026 Bem Querer 708 Viabilidade com Registro Ativo - Estudo em Execução

2026 Buriti Queimado 142 Viabilidade com Registro Ativo - Estudo em Execução

2026 Itapiranga 725 Viabilidade com Registro Ativo - Estudo em Execução

2026 Maranhão Baixo 125 Viabilidade com Registro Ativo - Estudo em Execução

2026 Porteiras 2 86 Viabilidade com Registro Ativo - Estudo em Execução

2026 Porto Galeano 81 Viabilidade com Registro Ativo - Estudo em Execução

TOTAL 3066



Tipo de OfertaVida útil

econômicaFaixas de CAPEX,

mín e máx

CAPEX Referência,

sem JDCO&M

Encargos/ Impostos

Juros Durante a Construção -

JDC

(anos) (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW/ano) (R$/kW/ano) (%)

Usinas Hidrelétricas (UHEs) 30Variável por

usinaVariável por

usinaR$ 26,50

Variável porusina

Variável porusina

Fotovoltaica 20 3.300 a 5.200 R$ 4.236 R$ 50,00 R$ 100,00 3,9

Eólica 20 4.500 a 6.500 R$ 5.300 R$ 100,00 R$ 140,00 6,4

Biomassa (Bagaço de Cana) 20 2.000 a 6.500 R$ 4.000 R$ 90,00 R$ 130,00 6,4

GN (Ciclo Combinado) 20 2.400 a 4.200 R$ 3.259 R$ 270,00 R$ 135,00 11,6

TG Aeroderivativa (CA) 20 2.300 a 3.300 R$ 2.607 R$ 270,00 R$ 115,00 7,2

MCI (CA) 20 2.100 a 3.300 R$ 2.436 R$ 270,00 R$ 115,00 7,2

TG Heavy Duty (CA) 20 2.000 a 2.800 R$ 2.281 R$ 270,00 R$ 105,00 7,2

Carvão Nacional 25 6.500 a 9.800 R$ 9.000 R$ 100,00 R$ 350,00 13,9

PCH 30 5.000 a 9.000 R$ 7.500 R$ 100,00 R$ 250,00 7,3

Nuclear 30 9.800 a 19.500 R$ 16.294 R$ 326,00 R$ 320,00 19,5

Reversível 30 1.600 a 6.500 R$ 3.259 R$ 100,00 R$ 100,00 11,6

Biomassa Florestal 20 3.500 a 6.500 R$ 5.000 R$ 120,00 R$ 170,00 10,7

MDI - InsumosParâmetros Econômicos por Tipo de Fonte



• Usinas Termelétricas de Partida Rápida

• Repotenciação em UHEs Existentes

• Armazenamento de Energia

• Usinas Hidrelétricas Reversíveis

• Gerenciamento pelo Lado da Demanda

Turbina a Gás

Industrial

Turbina a Gás

Aeroderivada

Motor de Combustão

Interna

Potência Unitária [MW] até 470 até 140 até 20

Rendimento [%] 35 - 43 40 - 44 40 – 50

Heat Rate [kJ/kWh, base PCI] 8.200 –10.400 8.200 – 9.000 7.260 – 9.000

Tempo médio para início do

fornecimento de energia [meses]24 18 12

Tempo de Partida [min] 10 a 40 5 a 10 2 a 10

MDI - InsumosRecursos para Expansão – Demanda de Ponta



• Neste PDE, desenvolveu-se uma metodologia para cálculo de um valor anual de CVU para cada usina, levando-se em conta a expectativa dos preços futuros dos combustíveis e aproximando-se do critério de reajuste do CVU estabelecido no contrato de venda de energia no ambiente regulado de cada UTE em particular.

• As projeções de longo prazo para os preços de combustíveis utilizados no cálculo do CVU futuro foram obtidas a partir do Annual Energy Outlook (AEO 2016), divulgado anualmente pelo Energy Information Administration – EIA.

Projeção de Preço do Combustível 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Henry Hub Spot Price (US$/MMBTU) 3.09 3.62 4.01 4.43 4.33 4.35 4.74 5.00 5.12 4.99

Brent Spot (US$/barrel) 48.08 57.01 70.11 76.57 81.16 84.65 87.11 89.15 91.59 94.63

Residual Fuel Oil (US$/barrel) 55.32 64.30 80.60 86.65 91.16 94.88 97.44 99.52 102.20 105.72

Distillate Fuel Oil (US$/gallon) 1.80 2.05 2.38 2.53 2.65 2.74 2.80 2.85 2.92 2.99

Coal (US$/MMBTU) 2.09 2.20 2.23 2.26 2.27 2.27 2.27 2.26 2.26 2.27

Taxa crescimento (%) 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Henry Hub Spot Price 19.5% 17.1% 11.0% 10.5% -2.4% 0.5% 9.0% 5.3% 2.5% -2.7%

Brent Spot 30.5% 18.6% 23.0% 9.2% 6.0% 4.3% 2.9% 2.3% 2.7% 3.3%

Residual Fuel Oil 17.3% 16.2% 25.4% 7.5% 5.2% 4.1% 2.7% 2.1% 2.7% 3.4%

Distillate Fuel Oil 13.2% 13.6% 15.9% 6.7% 4.7% 3.4% 2.1% 1.9% 2.2% 2.7%

Coal -0.7% 5.5% 1.3% 1.5% 0.1% 0.0% 0.3% -0.3% 0.0% 0.2%

Fonte: Anual Energy Outlook - AEO 2016 – EIA (ref.: 05/2016)

MDI - InsumosUTE: Custo Variável Unitário



Custo Variável Unitário das UTE Gás Natural

Composição das Parcelas do Custo Variável Unitário (CVU)

Inflexibilidade

US$/MMBTUCVU

(R$/MWh)115% HH Liquefação Transp, Seg Regas/Dist Preço GN na UTE

CC - 0% 3.24 3.5 2 1 9.74 311

CC - 50% 3.24 3 1.25 0.9 8.39 271

CC - 100% 3.24 2.5 1 0.8 7.54 246

CC - 80% 3.24 2.5 1.17 0.85 7.76 252

Motor Baixa Rot 3.24 3.5 2 1 9.74 381

TG Aeroderiv 3.24 3.5 2 1 9.74 407

TG HD 3.24 3.5 2 1 9.74 447

O valor do "Preço GN na UTE" considera o suprimento de gás natural na UTE, a partir de contrato indexado a Henry Hub (EUA), em conformidade com a Portaria MME nº 42/2007. Os custos de liquefação, transporte, seguro, parcela variável de regaseificação e margem de distribuição foram definidas a partir de informações dos agentes deste setor e do nível de inflexibilidade (Take or Pay, Ship or Pay), devidamente avaliadas e criticadas pela EPE




Resultados



Nota: Dados preliminares para 2016.

Eletricidade – Previsão de carga de energia no SINPDE 2026 x PDE 2024: Comparação

O crescimento médio anual da carga do SINno cenário de referência é deaproximadamente 2.700 MWmédios.

GW

méd

ios



E a oferta de geração no longo prazo? Perspectivas do PDE de configuração futura da oferta

• Composição das adições ao parque gerador:

• Pedido para Papai Noel: geração hidrelétrica e novas renováveis (EOL, SOL, BIO, PCH).

• Mas há importantes restrições à expansão hídrica de grande porte e com reservatórios, apesar de seu valor p/ sistema.

• Com isso, geração renovável e termelétrica predominam na expansão.

• Há demanda de expansão para prover serviços específicos ao sistema: flexibilidade operativa

2 017 2 018 2 019 2 020 2 021 2 022 2 023 2 024 2 025 2 026

Bal

anço

de

gar

anti

a fí

sica

[M

We

d]

Oferta Existente + Contratada Carga - Referencia Carga - Cenário alternativo

Ano

Crescimento PIB [%/a]

Referência Alto

2017 0.5% 1.7%

2018 1.8% 2.8%

2019 2.1% 3.1%

2020 2.7% 3.2%

2021- 2026 3.0% 3.5%

Necessidade de nova oferta no horizonte decenal para cobrir mercado total (ACL e ACR): [~10,000 – 15,000 MW médios]

Mas lembrar sempre que a demanda para o leilão do ACR vem da distribuidora!



0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Ca

pa

cid

ad

e (

MW

)

Capacidade Anual Acumulada

Alternativa para Ponta Biomassa Eólica Hidráulica PCH Solar Térmica

Fontes 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Alternativa para Ponta 0 0 0 0 994 2 532 4 334 8 002 12 198 12 198

Biomassa 0 0 0 0 467 935 1 502 2 070 2 637 3 204

Eólica 0 0 0 1 000 2 804 4 608 6 412 8 217 10 021 11 825

Hidráulica 0 0 0 0 0 0 118 351 787 1 317

PCH 0 0 0 0 0 300 600 900 1 200 1 500

Fotovoltaica 0 0 0 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 7 000

Térmica 0 0 0 0 0 0 1 500 1 500 2 084 2 667

Nome

Potência

Instalada Total

(MW)

Ano de

Entrada em

Operação

Telêmaco Borba 118 2023

Tabajara 350 2024

Apertados 139 2025

Ercilândia 87 2025

Foz do Piquiri 93 2025

Castanheira 140 2026

Porto Galeano 81 2026

Bem Querer 709 2026

Itapiranga 725 2026

MDI - ResultadosCenário Referência: Expansão Indicativa



0% 0% 0% 0% 1% 1% 2%4%

6% 6%

64% 64% 63%62%

60%59%

57%55%

53%52%

21%22% 23% 24%

25%26%

27%28% 29% 30%

15% 14% 14% 14% 14% 14% 14%13% 12% 13%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Pa

rtic

ipa

ção

da

s fo

nte

s(%

da

po

tên

cia

in

sta

lad

a)

Alternativa para Ponta Hidráulica PCH+EOL+BIO+SOL Térmica

MDI - ResultadosCenário Referência: Participação das fontes na matriz



-

100

200

300

400

500

600

700

800

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Ener

gia

Ger

ada

(MW

méd

)

Cap

acid

ade

Inst

alad

a (M

Wp

)

Energia (Total) Fotovoltaica Biogás

3,9GWp

PDE 2026: Ritmo esperado de expansão da GDFotovoltaica e biogás




Provocando a discussão



O plano possui 29 “boxes”Exemplo daqueles ligado ao setor elétrico

1. Que levaria a uma retomada mais rápida da economia brasileira?2. Impactos de cenário alternativo na carga de energia3. Evolução tecnológica próxima e a adaptação do planejamento4. Entrada de veículos elétricos e híbridos no horizonte 20265. Plano é Indicativo e facilitador de acesso à informação contestável6. Plano indicativo de expansão de geração e decisões executivas7. Representação mais granular de recursos em modelos de planejamento8. Atendimento à demanda máxima de potência e flexibilidade operativa9. Mudanças climáticas e geração de eletricidade10. Planejamento proativo da transmissão11. Empreendimentos da Abengoa12. Eficiência energética no brasil: desafios e perspectivas13. Como a variável ambiental contribui para a definição da expansão?14. Como enfrentar os desafios para a expansão hidrelétrica?15. Entenda a meta da COP-21 do Brasil16. Mitigação de GEE: é possível ir além?17. Caminhos flexíveis para a matriz energética




Representação de incertezas



• Expansão para o Cenário de Demanda Alternativa

• Cenário “Incerteza da Demanda”

• Redução do Custo para Solar Fotovoltaica

• Restrição total para UHE (considerando carvão)

• Cenário Nordeste (restrição hídrica)

• Expansão “livre” (econômica)

• Efeito das políticas energéticas sobre o custo da expansão do sistema

Cenários What-if no PDE 2026Expansão da Geração




Análise de custos incrementais



1. Expansão “Dirigida”• Expansão puramente econômica +

• Fixação da expansão da oferta eólica uniforme a partir de 2021;

• Indicação de expansão fotovoltaica de no mínimo 1.000 MW/ano a partir de 2021;

2. Alternativa de Referência• Alternativa Dirigida +

• Fixação da expansão da oferta eólica e solar fotovoltaica adicional em 2020;

• Indicação, para o ano de 2023, de UTE a GN com 1.500 MW na região Nordeste;

• A utilização de um modelo de decisão de investimentos permite analisar custos incrementais de cenários alternativos de expansão, explicitando custos de políticas públicas de uma expansão em relação a outra

Análises de custos incrementaisExemplo: Expansão Livre, Dirigida e Referência



-

2.000

4.000

6.000

jan/21 jan/22 jan/23 jan/24 jan/25 jan/26

Milh

ões

R$

Expansão ReferênciaCustos Mensais de Investimento e

de Operação

-

2.000

4.000

6.000

jan/21 jan/22 jan/23 jan/24 jan/25 jan/26

Milh

ões

R$

Expansão DirigidaCustos Mensais de Investimento e

de Operação

2.600

2.800

3.000

3.200

3.400

3.600

2021 2022 2023 2024 2025 2026

MW

mé

dio

s

Acréscimo de mercado de energia

2021 a 2026

34R$/MWh

Exemplo: custos incrementais: (“referência” – “dirigida”)



• Modelos computacionais

• Modelos com maior granularidade (locacional & temporal)

• Modelos com melhor representação de incerteza, correlações e outras commodities

• Bases de dados (flexibilidade operativa, dados mais granulares)

• Maior conhecimento do potencial dos recursos e Interface com outras commodities

• Detalhamento e identificação de hidrelétricas para compor portfolio de recursos para a expansão

• Potencial técnico de Biomassa e PCH para acompanhamento da curva de carga e estudo de arranjos comerciais que incentivem sua utilização.

• Estudar potencial de Biomassa Florestal

• Maior integração entre os estudos de geração e transmissão

• Melhor representação das alternativas de armazenamento

• Efeito de mudanças climáticas

• Equacionamento comercial do suprimento da ponta & flexibilidade operativa

Aprimoramentos nos Estudos da Geração

Empresa de Pesquisa Energética

Ministério de Minas e Energia







Produção de Petróleo eGás Natural




1ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 20171ª Reunião Extraordinária do CONCEPEAgosto de 2017

1,5 1,4 1,2 1,3 1,2

1,0 1,2 1,8

3,03,8

2,6 2,83,1

4,4

5,2

0

1

2

3

4

5

6

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

PRODUÇÃO DE PETRÓLEO: TERRA, PÓS-SAL E PRÉ-SAL

Fonte: EPE

Terra

Pós-Sal

Pré-Sal

Em milhões de barris por dia

6%

56%

38%

2016

2%24%

74%

2026

Declínio natural da produção do pós-sal

Aumento significativo da participação da produção do pré-sal

7,1% a.a.

14,4% a.a.

-1,7% a.a.





PRODUÇÃO DE PETRÓLEO POR TIPO DE CONTRATO

Fonte: EPE

Concessão

Partilha

Cessão Onerosa

Não Contratado


2,6

0,9

1,6

2,6 2,83,1

4,4

5,2

0

1

2

3

4

5

6

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

2016

51%

17%

32%

1%

2026

100%

O aumento da produçãovem principalmente doscontratos de partilha e dacessão onerosa

7,1% a.a.





57 61 69 7295

104 106115

147

185

0

40

80

120

160

200

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

PRODUÇÃO BRUTA E LÍQUIDA DE GÁS NATURAL

Fonte: EPE

Produção Líquida

Injeção

Consumo em E&P

Queima

Em milhões de m3 por dia

6,0% a.a.

5,3% a.a.

54%29%

12%4%

2016

51%

31%

15%4%

2026

57

27

30

13

Produção Bruta









Abastecimento de Derivados de Petróleo





44

4953

59

66

7174

7678 79 80

30

40

50

60

70

80

90

100

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

PREÇOS DE PETRÓLEO BRENT

Fonte: EPE

Brent

Em US$ (Jun2016) por barril





44

80

54

98

57

89

53

95

23

38

33

66

20

40

60

80

100

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

PREÇOS DOS PRINCIPAIS DERIVADOS

Fonte: EPE

Brent

Em US$ (Jun2016) por barril

GLP

Óleo Combustível BTE

Gasolina A

Querosene de Aviação

Óleo Diesel 10 ppm

GLP

Óleo Combustível BTE

Brent

Gasolina A

Querosene de Aviação

Óleo Diesel 10 ppm





DEMANDA NACIONAL DOS PRINCIPAIS DERIVADOS DE PETRÓLEO

Em mil m3 por dia

148

88

37 33

19 20 18

179

78

4334

24 24 21

0

40

80

120

160

200

ÓleoDiesel A

Gasolina A GLP Nafta QAV ÓleoCombustível

Coque

2017 2026

Fonte: EPE





INVESTIMENTOS PREVISTOS EM REFINO

2018 2023

2,5 milhõesbarris por dia

RNEST, 1º trem

2017 2026

130mil barrispor dia

RNEST, 2º trem

130mil barrispor dia

aumento de 100 para início de operação

2,3 milhõesbarris por dia

Fonte: EPE, Petrobras





BALANÇO NACIONAL DE PETRÓLEO

2,1

2,5

3,5

5,2

1,8 1,8 2,0 2,1

0,30,2 0,2 0,2

0,6 0,8

1,8

3,3

-

1

2

3

4

5

6

2010 2016 2021 2026

Produção Processamento Importação Exportação

projeção

31%

2010

32%

2016 51%202165%

2026

histórico

Exportação /

Produção


Fonte: EPE, ANP





BALANÇO NACIONAL DE DERIVADOS: ÓLEO DIESEL A

Em mil m3 por dia

114

136124

137151 150

135

163

143153

166179

0

50

100

150

200

250

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Produção Demanda

-21-27

-19 -15

-24-15

-29-50

-40

-30

-20

-10

0

Saldo Líquido

histórico projeção

Fonte: EPE, ANP





BALANÇO NACIONAL DE DERIVADOS: GASOLINA A

63

8276 75

74

7463

8792

86

77

72

78

0

20

40

60

80

100

120

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Demanda

0

-13-10

0 0

1

0

-4

-15

-10

-5

0

5

Saldo Líquido

histórico projeção

ProduçãoEm mil m3 por dia

Fonte: EPE, ANP









Oferta de Gás Natural





INFRAESTRUTURA EXISTENTE DE TRANSPORTE DE GÁS NATURAL

Fonte: EPE

9,4malha de gasodutos

de transporte

mil km

187pontos de entrega

(citygates)

33estações de

compressão

14pólos de

processamento

(95,6 milhões m3/d)

3terminais de GNL

(41 milhões m3/d)





43 4349 50

59

5761

6972

95

0

20

40

60

80

100

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

PRODUÇÃO LÍQUIDA E OFERTA NACIONAL DE GÁS NATURAL

Fonte: EPE

Oferta Nacional

(malha integrada)

Oferta em

Sistemas Isolados

Absorção

em UPGNs

Não Disponível

para UPGNs


5,3% a.a.

3,1% a.a.

76%

7%

7%9%

2016

62%17%

15%5%

2026

16

15

44





28

46

15

1330

20

4141

114120

0

20

40

60

80

100

120

140

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

OFERTA POTENCIAL DE GÁS NATURAL (MALHA INTEGRADA)

Fonte: EPE

Gás Natural

Nacional Associado

Gás Natural

Nacional Não Associado

Importação via Gasodutos

Importação via GNL


0,5% a.a.

Importações da Bolívia: 20 milhões m³/d a partir de 2022

Manutenção dos terminais de GNL existentes





5466

34

34

15

8

8

97

123

78 78

114

120

0

20

40

60

80

100

120

140

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

BALANÇO DE GÁS NATURAL DA MALHA INTEGRADA

Fonte: EPE

Demanda não termelétrica

Demanda termelétrica

a gás natural


indicativa Ciclo Combinado


bicombustível


Demanda Total

(despacho máximo)

Demanda Total

(despacho médio)

Oferta Total

(malha integrada)

Saldo positivo no início do período: possibilidade de

descontratação temporária de terminais de GNL





INVESTIMENTOS PREVISTOS E INDICATIVOS NO SETOR DE GÁS NATURAL

Fonte: EPE

Gasoduto de Transporte

Itaboraí-Guapimirim

(previsto)






Fonte: EPE

Ampliação UPGN Catu

UPGN Acre

Polos de Processamento futuros

UPGN Amazonas

Ampliação UPGN Cabiúnas

Ampliação UPGN Atalaia

Ampliação UPGN Urucu

Investimentos previstos

Investimentos indicativos

UPGN São Francisco

UPGN Parecis

UPGN Parnaíba

UPGN Foz do Amazonas

UPGN COMPERJ

Unidades de

Processamento

de Gás Natural

(UPGNs)






Fonte: EPE

Terminais de

Regaseificação

de GNL

Terminais de regaseificaçãode GNL futuros

GNL Barra dos Coqueiros/SE

Investimentos previstos









Oferta de Biocombustíveis





FLUXO DE UNIDADES PRODUTORAS

Fonte: EPE, MAPA, UNICA, UDOP

8

24 26

34

21

13

5 2 3 1 2

1 1

1 1 2 2 2 2 2 2

2

7 3

2 4 3 3

-4 -5 -5

-19 -20 -17 -15 -11

-3 -3

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Histórico

Novas Unidades

Fechamento

Reativação

Em unidades

projeçãohistórico





PRODUTIVIDADE, CANA COLHIDA E DESTINAÇÃO PARA ETANOL E AÇÚCAR

Fonte: EPE, MAPA, UNICA, UDOP

Em milhões de

toneladas de cana

671 668 690721 747 763 777 790 799 809 820

73 74 7477

78 79 80 81 82 82 83

30

40

50

60

70

80

90

0

200

400

600

800

1.000

1.200

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Em tonelada de cana

por hectare

Cana para Açúcar

Cana para Etanol

Produtividade

45%55% 2016

39%

61%2026

2,0% a.a.





OFERTA TOTAL DE ETANOL

Fonte: EPE, MAPA, ANP

Em bilhões de litros

11 12 11 11 12

17 15 23

28 31

29 29

35

39

44

0

10

20

30

40

50

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Etanol Anidro Nacional

Etanol Anidro Importado

38%

3%

59%2016

27%

1%

72%

2026

6,2% a.a.

Etanol Hidratado

0,4% a.a.

4,1% a.a.





DEMANDA TOTAL DE ETANOL

Fonte: EPE

Em bilhões de litros

12 12 10 10 10

15 14 21

26 29

1 1

1

1

1

2 2

2

3

3

3029

35

39

44

0

10

20

30

40

50

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Etanol Anidro Carburante

Etanol Hidratado Carburante

39%

52%

4%6%

2016

24%

66%

3%6%

2026

6,4% a.a.

Outros Usos

-1,0% a.a.

3,8% a.a.

Exportação





2,8 2,8

3,53,8

4,1

5,5 5,5

6,16,5

6,7

1,5 1,5 1,8 1,9 1,9

0

1

2

3

4

5

6

7

8

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

ENERGIA CONTRATADA NO ACR E POTENCIAL DEEXPORTAÇÃO DE ELETRICIDADE GERADA POR BAGAÇO

Fonte: EPE, CCEE

Em GW méd

Curva Baseada no Histórico

Energia Contratada no ACR

Potencial Técnico





CAPACIDADE DE PROCESSAMENTO E CONSUMOOBRIGATÓRIO DE BIODIESEL

Fonte: EPE

Em milhões de litros

Região

2017 2026

Capacidade

Instalada

Consumo

ObrigatórioBalanço

Capacidade

Instalada

Consumo

ObrigatórioBalanço

Norte 242 474 (232) 242 874 (633)

Nordeste 455 679 (224) 506 1.224 (718)

Sul 2.920 848 2.073 3.154 1.479 1.675

Sudeste 994 1.774 (780) 1.156 2.897 (1.741)

Centro-Oeste 2.924 649 2.275 3.700 1.198 2.502

Brasil 7.535 4.424 3.111 8.758 7.673 1.085



(*) Crescimento tomando por base valores de 2016 estimados.

Por fonte

Oferta Interna de Energia



A variável ambiental no PDE 2026Contribuindo para a definição da expansão

Análises orientadas pelo conceito de Sustentabilidade

Minimização dos impactos

socioambientais na produção, geração e transmissão de

energia

Discussões sobre mudança do clima

Análise processual das usinas hidrelétricasestima o ano possível para entrada em operação das UHEs, considerando os prazos para os estudos de engenharia e ambientais, para o licenciamento ambiental e para a construção da UHE.

Análise da complexidade socioambiental das unidades produtivas de petróleo e gás naturalclassifica a complexidade das UPs e estima o tempo para o licenciamento ambiental, ajustando a previsão de início da produção. Pr

emis

sas

da

anál

ise

soci

oam

bie

nta

l



Ano de referência 2025

NDC: Acompanhamento PDE 2026



332

462

417

469482

0

100

200

300

400

500

600

2005 2015 2020 2025 2026

MtC

O2e

Emissões fugitivas

Industrial

Transportes

Agropecuário

Público

Comercial

Residencial

Setor Energético

Setor Elétrico

Emissões por setor e compromissos – PNMC (2020) e NDC (2025)

Ano de baixa hidrologia

PNMC:634 a 680

NDC: 598*

*Nota Técnica EPE: O Compromisso do Brasil no Combate às Mudanças Climáticas: Produção e Uso de Energia

Participação setorial nas emissões de GEE



Energia Renovável vs. Não-Renovável

Matriz energética brasileira




Avenida Rio Branco, 1 - 11o andar 20090-003 - Centro - Rio de Janeiro

http://www.epe.gov.br/

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Luiz Augusto Barroso Presidente

E-mail: [email protected] Telefones: + 55 (21) 3512 – 3110/3111

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Alvaro Pereira Diretor de Gestão Corporativa

Amilcar Guerreiro Diretor de Estudos de Energia Elétrica

José Mauro Coelho Diretor de Estudos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis

Ricardo Gorini Diretor de Estudos Econômico-Energéticos e Ambientais

Carlos Henrique B. Carvalho Chefe de Gabinete

Angela Livino Emílio Matsumura Rafael Ferreira Assessoria da Presidência

CP 33 e PDE 2026: Construindo o setor elétrico do futuro & Visão … · 2017. 9. 11. · Empresa...

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