O NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO RESULTADOS E PERSPECTIVAS SEMINÁRIO CINCO ANOS DO NOVO MODELO...

O NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICORESULTADOS E PERSPECTIVAS

SEMINÁRIO CINCO ANOS DO NOVO MODELO

REALIDADE E PERSPECTIVAS PARA O SETOR DE ENERGIA ELÉTRICA

GESEL / IE / UFRJ

Rio de Janeiro, 23 de Março de 2009

Mauricio T. TolmasquimPresidente

Empresa de Pesquisa Energética - EPE

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 MODELORETOMADA DO PLANEJAMENTO

INVENTÁRIOS HIDRELÉTRICOSEXPANSÃO DA OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA

RETOMADA DO PLANEJAMENTO

OS RESULTADOS DO NOVO MODELO

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

INVENTÁRIOS HIDRELÉTRICOS


SOMA DE POTÊNCIA (MW) REGIÃO

ESTÁGIO COCON N NE S SE

SENE

SES TOTAL

INV-ANÁLISE NÃO INICIADA

1.22

6 24

304

34 936

307

21

2.852

INV-ANÁLISE PARALISADA

270

8

278

INV-EM COMPLEMENTAÇÃO 254

237

15

506

INVENTÁRIO APROVADO-EIXO SEM PEDIDO DE REGISTRO

1.12

6

1.367

251

825

975

15

8

4.567

INV-FASE DE ACEITE 469

136

777

185

1.567

INV-FASE DE ANÁLISE 7

14.24

5 879

40

15.170

INV-FASE DE ELABORAÇÃO -

-

-

-

9

45

-

-

54

TOTAL GERAL

3.08

2 24

16.05

2

554

3.67

1

1.56

7 15

29

24.994

ESTUDOS DE INVENTÁRIO CADASTRADOS NA ANEELEXCETO INVENTÁRIOS REALIZADOS PELA EPE

Fonte: ANEEL, mar/09

ESTUDOS DE INVENTÁRIO EM ANDAMENTO

REGIÃO NORTE / CENTRO OESTE REGIÃO SUL

ESTUDOS DE INVENTÁRIO EM ANDAMENTO PELA EPE

ESTUDOS DE INVENTÁRIO EM ANDAMENTOESTUDOS DE INVENTÁRIO EM ANDAMENTO PELA EPE

EstudoPotência

(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

24.994 MW

Cadastrados ANEEL

26.761 MW

TOTAL INVENTÁRIOS

51.775 MW

EXPANSÃO DA OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA


Expansão da CapacidadeEXPANSÃO DA CAPACIDADE (MW)

Fonte: MME

58.897

2.929

61.826

61.826

1.106 62.932

62.932

2.327

65.259

65.259

2.687

67.946

67.946

4.353

72.299

72.299

2.578

74.877

74.877

5.438

80.315

80.315

- 540

4.022

83.797

83.797

2.644

4.228

90.669

90.669

- 238 2.425

92.856

92.856

- 507 3.936

96.285

96.285

- 39 4.028

100.274

100.352

2.067

102.341

103.310

5.177

108.487

108.487

3.358

111.845

52.000

56.000

60.000

64.000

68.000

72.000

76.000

80.000

84.000

88.000

92.000

96.000

100.000

104.000

108.000

112.000

116.000

Cap

acid

ade

(MW

)

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Crescimento Anual

Ajuste

Capacidade Total

Crescimento Médio (1996 - 2002)3.060 MW a.a.

Crescimento Médio (2003 - 2010)3.767 MW a.a.

Expansão da CapacidadeEXPANSÃO DA CAPACIDADE (MW)

Fonte: MME

FONTESAcréscimo 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

PROINFA (PCH/BIO/EÓL)

755 242 488 1.485

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

Expansão da CapacidadeCONTRATAÇÃO DE ENERGIA NOS LEILÕES

Leilão R$ Bilhões (*) MW Médios

Leilões de Energia Existente 112,3 19.805

1o Leilão de Energia Existente 92,1 17.008


3o Leilão de Energia Existente 0,2 102


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





Leilão de Santo Antônio 32,3 1.553

Leilão de Jirau 26,2 1.383



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

TOTAL 511,1 37.362

(*) Valores corrigidos pelo IPCA até mar/09

5 leilões de energia existente

11 leilões de energia

nova

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

MW

med

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

QUANTIDADE DE ENERGIA CONTRATADA ATRAVÉS DOS LEILÕES DE ENERGIA NOVA DESDE 2003 [MW-médio]

149,2147,5

144,2142,7 141,9

139,3

135,5

132,7 131,8132,2 131,6 132,5 132,3

129,0 128,0 128,0 128,0 128,0

120

125

130

135

140

145

150

155

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

R$/M

Wh

Preços Reajustados IPCA

Preços Nominais

2009 A-32011 A-5

2013 A-3

2010 A-5

2012 A-3

2009 A-5

2011 A-32010 A-3

PREÇOS MÉDIOS CONTRATADOS ATRAVÉS DOS LEILÕES DE ENERGIA NOVA DESDE 2003 [R$/MWh]

(*) Valores corrigidos pelo IPCA até mar/09

Expansão da Transmissão EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO [km]REDE BÁSICA

61.571

915

62.486

62.486

624

63.110

63.110

861

63.971

63.971

3.077

67.048

67.048

1.986

69.034

69.034

999

70.033

70.033

2.473

72.506

72.506

4.980

77.486

77.486

2.313

79.799

79.799

3.036

82.835

82.835

3.370

86.205

86.205

1.028

87.233

87.233

3.901

91.134

91.134

6.195

97.329

58.000

62.000

66.000

70.000

74.000

78.000

82.000

86.000

90.000

94.000

98.000

102.000

Tran

smis

são

( km

)

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Crescimento Anual

Extensão Total

Fontes: ANEEL, ONS e MME

ANO 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009TOTA

L

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

Crescimento Médio(1996 - 2002)1.562 km a.a.




Videira –Campos Novos

Ji- Paraná – Vilhena

Rio do Sul – Barra Grande

Luziânia - Emborcação

São Simão - Poços de Caldas

Londrina - Maringá

Cascavel Oeste – Foz do Iguaçu N

Itararé - Jaguariaíva

Itumbiara - Bom Despacho

Paracatu - Pirapora

Estreito - Ribeirão Preto

Tucuruí – Manaus - Macapá

Interligação das Usinas do Madeira

Balsas - Ribeiro Gonçalves

Jorge Lacerda B - Siderópolis

Curitiba – Joinville Norte

Nova Mutum – Sorriso - Sinop

Araraquara –Nova IguaçuCampos Novos – Machadinho

Neves - Mesquita Irapé - Araçuaí

Pau Ferro – Santa Rita II

Curitiba - Bateias

Itutinga - Juiz de Fora

Desterro – Palhoça

Bateias – Pilarzinho

Milagres - TauáInterligação N-NE

Picos - Tauá Paraíso - Açu II

Jardim - Penedo

Açailândia – P. Dutra P. Dutra – Miranda II

São Luis II – São Luis III

Xingó - Angelim

Ibicoara - Brumado II

Eunápolis – T. de Freitas II

Interligação N/CO

Estreito - Emborcação

Presidente Médici - Santa Cruz I

Campos Novos – Nova Santa Rita

Norte - Sul III

Banabuíu - Mossoró

Funil - Itapebi

Campos - Macaé

Milagres - Coremas

Mascarenhas - Verona

Foz do Iguaçu –Cascavel Oeste

Brasnorte-Nova Mutum

Jauru - Cuiabá

Parecis – Maggi

Juba - Jauru

Juina - Maggi - Juba

Obra concluída - 9

Em obra - 19

Leiloadas - obtenção de LP - 22

Leiloadas - obtenção de LI - 1

Projeto e EVTE - 14

TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA65 LINHAS DE TRANSMISSÃO – 17.972 km

PERSPECTIVAS OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICAGERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICAPDE 2008-2017

PERSPECTIVAS OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICAGERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

PDE 2008-2017

EXPANSÃO DA GERAÇÃOPOTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS (MW)

2009

H CORUMBÁ III 94H FOZ DO RIO CLARO 68H SÃO SALVADOR 243H BARRA DO BRAÚNA 39H BAGUARI 140T GOIÂNIA 2 (BR) 140T DO ATLÂNTICO 490FA LEILÃO RESERVA 230FA PCT e PCH dos LEN 617FA PCH EXP. 284FA PROINFA 416

LEGENDA:H = hidrelétricaT = termelétricaFA = fonte alternativaIndicativa

H MONJOLINHO 67H 14 DE JULHO 100T CISFRAMA 4FA PCH EXP. 113FA PROINFA 253FA PCT e PCH dos LEN 2

T TERMOMANAUS 142T CAMAÇARI POLO DE APOIO I 148T CAMAÇARI MURICY I 148T PAU FERRO I 94T POTIGUAR 53T POTIGUAR III 66FA PCH EXP. 25FA PROINFA 539

H RONDON 2 74FA PCH EXP. 127

Fonte: EPE (PDE 2008-2017)

2010


H ESTREITO (Toc.) 815/1087T TOCANTINÓPOLIS 165T NOVA OLINDA 165FA PCH EXP. 128

T CAMPINA GRANDE 164T GLOBAL 1 140T GLOBAL 2 148T ITAPEBI 138T MONTE PASCOAL 138T TERMONORDESTE 171T TERMOPARAÍBA 171T MARACANAÚ 1 162FA PCH EXP. 7FA PROINFA 152FA LEILÃO RESERVA 30FA PCT e PCH dos LEN 39

H PASSO SÃO JOÃO 77H SÃO JOSÉ 51H FOZ DO CHAPECÓ 855H SALTO PILÃO 182T CANDIOTA 3 350T XANXERÊ 30FA PCH EXP. 235FA PROINFA 98FA FONTE ALT. IND. 60FA PCT e PCH dos LEN 40

H SERRA DO FACÃO 212H BARRA DOS COQUEIROS 90H CAÇÚ 65H RETIRO BAIXO 82H SALTO 108H SALTO DO RIO VERDINHO 93H BATALHA 53H DARDANELOS 261T PALMEIRAS DE GOIÁS 174T VIANA 171FA PCH EXP. 613FA PCT e PCH dos LEN 92FA PROINFA 202FA LEILÃO RESERVA 2116



2011 T MPX 700T MC2 CATU 176T MC2 CAMAÇARI 1 176T MC2 DIAS DÁVILA 1 176T MC2 DIAS DÁVILA 2 176T MC2 SENHOR DO BONFIM 176T MC2 FEIRA DE SANTANA 176T JOSÉ DE ALENCAR 300T PERNAMBUCO 4 201T SANTA RITA DE CÁSSIA 175



H SIMPLÍCIO 306T LINHARES 204FA PCH EXP. 80

FA FONTE ALT. IND. 27

H MAUÁ 350FA PCH EXP. 7

FA FONTE ALT. IND. 27

FA PCH EXP. 14


2012

T SUAPE II 356T MARACANAÚ II 70

H SANTO ANTÔNIO 3150T TERMOMARANHÃO 350



H SÃO DOMINGOS 48H BAÚ I 110FA PCH EXP. 30


2013 T MC2 CAMAÇARI 2 176T MC2 CAMAÇARI 3 176T MC2 GOV MANGABEIRA 176T MC2 MACAÍBA 400T MC2 MESSIAS 176T MC2 N. S. DO SOCORRO 176T MC2 PECÉM 2 350T MC2 RIO LARGO 176T MC2 ST. ANTÔNIO DE JESUS 176T MC2 SAPEAÇÚ 176T MC2 SUAPE 2B 350T PERNAMBUCO 3 201T PORTO DO PECÉM 2 360T TERMOPOWER 5 201T TERMOPOWER 6 201

H JIRAU 3300



T CACIMBAES 127T CAUHYRA I 148T ESCOLHA 338T ICONHA 184T MC2 JOÃO NEIVA 330T MC2 JOINVILLE 330T MC2 NOVA VENECIA 2 176T PARAÚNA 114FA FONTE ALT. IND. 285

H BAIXO IGUACÚ 350H TIJUCO ALTO 129FA FONTE ALT. IND. 129


2014



H ITAGUAÇÚ 130H TORICOEJO 76H BARRA DO POMBA 80H CAMBUCI 50H JURUENA 46T ANGRA 3 1350FA FONTE ALT. IND. 482

H PAI QUERÊ 292H GARIBALDI 150FA FONTE ALT. IND. 351

H RIBEIRO GONÇALVES 113H CASTELHANO 64H CACHOEIRA 63H ESTREITO (Parnaíba) 56FA FONTE ALT. IND. 21

H BELO MONTE COMP 181FA FONTE ALT. IND. 21


2015



H SÃO MIGUEL 65H MIRADOR 80H ÁGUA LIMPA 320H CACHOEIRÃO 64FA FONTE ALT. IND. 160

H URUÇUÍ 134H RIACHO SECO 240

T UTE IND. 900FA FONTE ALT. IND. 160

H SANTO ANTÔNIO JARI 167H BELO MONTE 4950/11000H SINOP 461H COLIDER 342H SÃO MANOEL 746H FOZ APIACÁS 275


2016



H MARABÁ 1080/2160H TELES PIRES 1820H SÃO LUIZ TAPAJÓS 2339/6042H TABAJARA 350

H SÃO ROQUE 214FA FONTE ALT. IND. 160 H NOVO ACORDO 160

H MARANHÃO BAIXO 125H BURITI QUEIMADO 142FA FONTE ALT. IND. 160


2017



H PORTO GALEANO 139H TORIXORÉU 408H COUTO MAGALHÃES 150H PORTEIRAS 2 86

H TELÊMACO BORBA 120H SALTO GRANDE CHOPIM 53H VOLTA GRANDE CHOPIM 55H PARANHOS 63H ITAPIRANGA 181/725

H SERRA QUEBRADA 668/1328


ACRÉSCIMO DE CAPACIDADE INSTALADA ANUAL POR FONTE (MW)

Dos 54 GW, 24 GW são indicativos. Desta expansão indicativa, cerca de 3% são de UTE movidas a combustível fóssil

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 TOTALHIDRO 43 707 1 984 1 733 657 2 461 1 986 5 397 7 342 6 536 28 849PCH 0 1 207 1 103 155 30 414 875 0 0 0 3 783NUCLEAR 0 0 0 0 0 0 1 350 0 0 0 1 350ÓLEO COMBUSTÍVEL 0 304 1 732 1 440 426 3 618 0 0 0 0 7 520GÁS NATURAL 1 520 0 216 496 564 1 677 0 0 0 0 4 472ÓLEO DIESEL 0 859 174 0 -564 -553 0 0 0 0 -83CARVÃO MINERAL 0 0 350 700 350 360 0 0 0 0 1 760BIOMASSA 20 655 2 360 59 0 114 0 0 0 0 3 208EÓLICA 0 771 378 0 0 0 0 0 0 0 1 149FA INDICATIVA 0 0 0 0 0 0 0 320 320 0 640OUTROS 0 490 0 0 0 0 0 900 0 0 1 390TOTAL 1 583 4 993 8 298 4 582 1 463 8 091 4 211 6 617 7 662 6 536 54 037


EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA POR FONTE (MW)

-

20 000

40 000

60 000

80 000

100 000

120 000

140 000

160 000 2

00

8

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

CARVÃOMINERALÓLEO DIESEL

ÓLEOCOMBUSTÍVELGÁS NATURAL

OUTROS

NUCLEAR

FA INDICATIVA

EÓLICA

BIOMASSA

PCH

HIDRO

10

0 7

60

15

4 7

96


EVOLUÇÃO DA PARTICIPAÇÃO DAS FONTES DE GERAÇÃO

MAI/2008 DEZ/2017

Fontes Renováveis: 87%

Hidrelétricas = 82%Fontes Alternativas = 5%

ÓLEO COMBUSTÍVEL

0,9%

ÓLEO DIESEL1,1%

CARVÃO MINERAL

1,4%

EÓLICA0,3%

BIOMASSA1,0%

HIDRO81,9% GÁS NATURAL

6,8%

VAPOR0,3%

PCH4,0%

NUCLEAR2,0%

GÁS DE PROCESSO

0,2%

Fontes Renováveis: 80 %

Hidrelétricas = 71%

Fontes Alternativas = 9%

Participação das Fontes de Geração - Dez/2017

UTE INDICATIVA

0,6%

BIOMASSA2,7%

PCH5,0%

GÁS DE PROCESSO

0,4%NUCLEAR

2,2%

FA INDICATIVA0,4%

HIDRO70,9%

VAPOR0,2%

GÁS NATURAL7,9%

CARVÃO MINERAL

2,1%

ÓLEO COMBUSTÍVEL

5,7%

ÓLEO DIESEL1,0%

EÓLICA0,9%


RISCO ANUAL DE DÉFICIT

Risco Anual de Déficit (%)

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

SE/CO S NE N/Man

SE/CO S NE N/Man

2009 2,95 4,55 2,95 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

Risco Anual de Déficit (%)


RISCO ANUAL DE DÉFICIT

020406080

100120140160

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

SE/CO S NE N/Man

CMOs médios anuais (R$/MWh)

SE/CO S NE N/Man

2009 123 137 125 126

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

Custos Marginais de Operação médios anuais (R$/MWh)

146 R$/MWh


0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Mt.

CO

2 e

q.

Óleo Combustível Gás NaturalÓleo Diesel Carvão MineralTOTAL

EMISSÃO DE GASES DE EFEITO ESTUFA (GEE)

Valor acumulado no período decenal

Termelétricas: 296 Mt CO2eq

Valor acumulado no período decenal

Termelétricas: 296 Mt CO2eq 39 MtCO2eq.)


EMISSÃO DE GASES DE EFEITO ESTUFA (GEE)

2.8152.615

1.548

620 541424

26334 14 39

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

Estado

s Unid

os

China

União Eu

ropé

iaIn

diaJa

pão

Russ

ia

Áfric

a do

Sul

Arge

ntina

Bras

il 200

8

Bras

il 201

7

Países

Mt.

CO

2

Emissões de GEE(devido ao consumo de energia elétrica)

Emissões / PIB

Emissões / habitantes9,3

5,5

4,2

3,3 3,0

2,0

0,90,5 0,19 0,08

0,01,0

2,03,04,05,0

6,07,08,0

9,010,0

Países

t.CO

2 /

hab.

1,18 1,161,11

0,70

0,51 0,51 0,51

0,37

0,07 0,04

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

Países

t.CO

2 /

MW

h

Emissões / consumo


A expansão em geração no período 2009 a 2017 requer

investimentos da ordem de R$ 142 bilhões.

Cabe ressaltar que grande parte destes investimentos referem-

se 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.

ESTIMATIVA DE INVESTIMENTOS


PERSPECTIVAS OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICATRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

PDE 2008-2017

EXPANSÃO DAS INTERLIGAÇÕES

IT

S

AC/RO/MD NE

BM

TP

SE/CO

N/ Man /AP

IT

S

AC/RO/MD NE

BM

TP

SE/CO

N/ Man /APIMP

IV

2780 MW

ANO: 2012ANO: 2014

3100 MW

1650 MW

2600 MW

1100 MW

1000 MW

ANO: 2015

1500 MW

2600 MW

ANO: 2016

1500 MW1500 MW1500 MW

ANO: 2017

2900 MW

1500 MW

1000 MW

Interligação Existente

Expansão Licitada

Expansão Planejada

750 MW

Aumento da capacidade de exportação do Nordeste considerando o potencial contratado no LEN 2008

Início da motorização da primeira usina do rio Madeira

Necessidade energética de ampliação da capacidade de recebimento da região Norte

Aumento da capacidade de intercâmbio devido a antecipação da interligação Norte-Sul

Antecipação da interligação Norte-Sul dada a necessidade energética de ampliação da capacidade de recebimento da região Sudeste

Continuação da motorização das usinas do Rio Madeira

Antecipação provocada pela necessidade energética de ampliação da capacidade de recebimento da região Sudeste, viabilizando, desta forma, aumento da capacidade de escoamento de energia do Norte

Ampliação da interligação Norte-Sul para escoamento da geração de Belo Monte e em função da entrada de novas usinas no alto Tocantins

Início da motorização das usinas do rio Teles Pires

Início da motorização de Belo Monte

Aumento da capacidade de intercâmbio devido a antecipação da interligação Norte-Sul

Continuação da motorização das usinas do rio Teles Pires

Continuação da motorização de Belo Monte

Reforço necessário para escoar totalidade do subsistema Madeira, inclusive com a inclusão da usina Tabajara

Continuação da motorização das usinas do rio Teles Pires


ColinasNORDESTE

Belo Monte

Serra da Mesa

Imperatriz

Miracema

Gurupi

Tucurui Marabá

Xingu

Itacaiaunas

5 km

Estreito

350 km

200 km

2100 kmReferencial

Nova IguaçuAtibaiaAraraquara

MANAUS

- Sistema Referencial- Entrada da usina: a partir de

2015

- Sistema Referencial- Entrada da usina: a partir de

2015

INTEGRAÇÃO DA UHE BELO MONTE (EM ESTUDO)

210 km325 km 560 km


ITUMBIARA

Teles Pires - 1820 MW

Janeiro 2016

Sinop 230 kV

SE Ribeirãozinho 500 kV

SE Coletora Norte 500 kV(Paranaita?Alta

Floresta?)

SE Coletora Sinop 500 kV

SE Seccionadora(Paranatinga?)

500 kV

300 km

400 km

310 km

São Manoel 746 MW

Janeiro 2015

Colider – 342 MW Janeiro 2015

Foz do Apiacás 275 MW

Janeiro 2015

Sinop – 461 MW Janeiro 2015

100 km

85 km

45 km

-Sistema Referencial-Entrada das usinas: a partir de janeiro/2015

-Sistema Referencial-Entrada das usinas: a partir de janeiro/2015

INTEGRAÇÃO DAS USINAS DA BACIA DO TELES PIRES (EM ESTUDO)


EVOLUÇÃO FÍSICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL

SIN - Linhas de transmissão (km)

SIN - Transformação (MVA)

Tensão 750 kV 500 kV 440 kV 345 kV 230 kV Total 2007 188.587 Existente em 2007 21.000 70.826 17.652 29.885 49.224 Evolução 2008-2017 - 35.938 5.300 9.014 21.105 Estimativa 2017 21.000 106.764 22.952 38.899 70.329

Total 2017 259.944 Nota: Inclui os transformadores de fronteira.

Tensão 750 kV ±600 kV 500 kV 440 kV 345 kV 230 kV Total 2007 86.395 Existente em 2007 2.698 1.612 29.262 6.791 9.218 36.814 Evolução 2008-2017 - 9.350 18.330 17 625 8.066 Estimativa 2017 2.698 10.962 47.592 6.808 9.843 44.880

Total 2017 122.782

Total 2007 - 86.395 km

Total 2017 - 122.782 km

Total 2017 - 259.944 MVA

Total 2007 - 188.587 MVA

= 36.387 km

= 71.357 MVA


Linhas de Transmissão TOTAL: R$ 25 bilhões

SubestaçõesTOTAL: R$ 14 bilhões

230 kV11,7%

345 kV1,5%

440 kV0,3%

500 kV58,8%

600 kV27,6%

750 kV0,0%

230 kV16,9%345 kV

7,2%

440 kV4,6%

500 kV28,6%

600 kV42,8%

750 kV0,0%

TOTAL: R$ 39 bilhões

ESTIMATIVA DE INVESTIMENTOS POR NÍVEL DE TENSÃO


Tarifas médias de carga

Tarifas médias de geração

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

2009 2011 2013 2015 2017

Sul Sudeste/Centro-Oeste Nordeste Norte

Valores em R$/kW.mês

ESTIMATIVA DAS TARIFAS DE USO DA TRANSMISSÃO (TUST)


R$ bilhõesPeríodo 2008-2017

Oferta de Energia Elétrica 181

Geração 142

Transmissão 39

SÍNTESE DOS INVESTIMENTOS


CENÁRIO PARA 2009

LEILÕESLEILÕESMUDANÇAS INSTITUCIONAIS / REGULATÓRIASMUDANÇAS INSTITUCIONAIS / REGULATÓRIAS

ESTUDOS DA EPEESTUDOS DA EPE

CENÁRIO PARA 2009LEILÕESLEILÕES

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

11.000

4.719

Francis

Investimento (US$ bilhões)

550,0

20

Dados TécnicosAHE Belo

Monte (principal)

Capacidade Instalada (MW)

Geradores

Tipo de Turbina

Energia Firme (MWmed)

Capacidade Unitária (MW)

181

77

Bulbo

25,9

7

AHE Belo Monte

(adicional)

11.181

4.796

7,0

AHE Belo Monte(total)

27

APROVEITAMENTO HIDRELÉTRICO DE BELO MONTE

Leilão previsto para Outubro de 2009Conclusão dos Estudos de Viabilidade prevista Março/09

UHES PREVISTAS PARA OS LEILÕES DE A-5 EM 2009

NomePotência

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

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 mensalMargem 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 2009SISTEMÁTICA 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 2009SISTEMÁTICA DA CONTABILIZAÇÃO DO CONTRATO

Ano 0 Ano 4 Ano 12Ano 8 Ano 20Ano 16

+ 10%

- 10%

Produção contabilizada em base média anual

Margens de 10%

Contratos de 20 anos

A componente dos saldos anuais negativos excedentes a 10% será valorada ao preço do

contrato acrescido de 10%.

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

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 2009CONTRATO DE COMPRA DE ENERGIA

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

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 2009EXIGÊNCIAS DE HABILITAÇÃO

Formas de Acesso ao Sistema Elétrico

Rede Básica Existente

Rede de Distribuição

Rede Básica por meio de ICG

LEILÃO DE RESERVA DE ENERGIA EÓLICA - LER 2009PLANEJAMENTO DA TRANSMISSÃO

Rede Básica> ou = 230kV

TRLT

G4

G3

G2

G1

SE ColetoraSE Coletora

ICG

Expansão do Sistema de Transmissão

Instalação de Rede Básica, Instalação de Rede Básica, vinculadas à conexão de um vinculadas à conexão de um

conjunto de usinas localizadas em conjunto de usinas localizadas em uma mesma área geográficauma mesma área geográfica

Instalação de transmissão não-Instalação de transmissão não-integrantes da Rede Básica, para integrantes da Rede Básica, para

o acesso de usinas em caráter o acesso de usinas em caráter compartilhado à Rede Básicacompartilhado à Rede Básica

IEGIEGIEGIEG Instalações de transmissão de Instalações de transmissão de uso exclusivo do geradoruso exclusivo do gerador

LEILÃO DE RESERVA DE ENERGIA EÓLICA - LER 2009PLANEJAMENTO DA TRANSMISSÃO - ICGs

LEILÃO DE RESERVA DE ENERGIA EÓLICA - LER 2009FLUXOGRAMA DE ATIVIDADES DO PROCESSO

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 2009MUDANÇAS INSTITUCIONAIS / REGULATÓRIASMUDANÇAS INSTITUCIONAIS / REGULATÓRIAS

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

RENOVAÇÃO DAS CONCESSÕES NO SETOR ELÉTRICO

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 nocontexto do Programa Nuclear Brasileiro

MUDANÇAS INSTITUCIONAIS / REGULATÓRIAS

CENÁRIO PARA 2009ESTUDOS DA EPEESTUDOS DA EPE

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

EPE EM 2009PLANEJAMENTO ENÉRGÉTICO - PROJETOS DO PAC

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

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 2009OUTROS 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

EPE EM 2009OUTROS DESTAQUES

Ministério de Minas e Energia

O NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO RESULTADOS E PERSPECTIVAS SEMINÁRIO CINCO ANOS DO NOVO MODELO...

Documents

Transcript of O NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO RESULTADOS E PERSPECTIVAS SEMINÁRIO CINCO ANOS DO NOVO MODELO...