metodologia para elaboraÇÃo e validaÇÃo...

Plataforma Cenários Elétricos BRASIL 2013 – 2050

METODOLOGIA PARA ELABORAÇÃO E VALIDAÇÃO DOS CENÁRIOS ELÉTRICOS

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SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO ....................................................................................................................... 1

1.1. Critérios de Referência .................................................................................................. 2

2. CENÁRIO MACROECONOMICO DE REFERÊNCIA .................................................................. 3

2.1. Taxa de Crescimento do Nível de Produtividade / População Total ............................. 3

3. SETOR ELETRICO BRASILEIRO ................................................................................................ 5

3.1. Parque Atual Elétrico ..................................................................................................... 5

3.2. Expansão Contratada Energia Elétrica ........................................................................... 5

3.3. Projeção de Demanda de Energia Elétrica .................................................................... 7

4. DEMANDA E PREÇO DOS COMBUSTÍVEIS ............................................................................ 9

4.1. Projeção de Demanda do Gás Natural .......................................................................... 9

4.2. Projeção de Demanda do Petróleo ............................................................................. 12

4.3. Projeção de Demanda de Biodiesel ............................................................................. 15

4.4. Projeção de Demanda de Carvão Vegetal ................................................................... 17

4.5. Projeção de Demanda de Carvão Mineral ................................................................... 18

4.6. Preços dos combustíveis e eletricidade importada .................................................... 20

5. EMISSÕES GLOBAIS E LOCAIS .............................................................................................. 21

6. CRITÉRIOS TECNOLOGICOS PARA DEFINIÇÃO DO PLANO DE OBRAS ................................ 22

6.1. Eficiencia Energética .................................................................................................... 22

6.2. Critérios tecnológicos para Expansão definida ............................................................ 22

7. INDICADORES DE AVALIAÇÃO PROPOSTOS ....................................................................... 29

7.1. Diversidade Energética ................................................................................................ 29

7.2. Emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE) ................................................................... 29

7.3. Custos .......................................................................................................................... 30

7.4. Intensidade Energética ................................................................................................ 31

7.5. Impactos associados à área ocupada .......................................................................... 31

7.6. Índice Global ............................................................................................................... 33

Projeto Liderado por:

ABEEOLICA,

ANACE,

Avina,

UNICA e

WWF

Comitê Técnico

Prof. Dr. Arnaldo Cesar da Silva Walter - Unicamp

Prof. Dr. Geraldo Lucio Tiago Filho - UNIFEI

Prof. Dr. José Antônio Perella - UNESP

Prof. Dr. Osvaldo Soliano - CBEN

Equipe Técnica

Prof. Dr. Geraldo Lucio Tiago Filho - UNIFEI/CERPCH

Msc. Camila Rocha Galhardo - UNIFEI/CERPCH

Eng. Roberto Meira Junior - UNIFEI/CERPCH

Eng. Luciano José da Silva - UNIFEI/CERPCH

Eng. Jonas Costa - UNIFEI/CERPCH

1

Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050

1. INTRODUÇÃO

A percepção de uma eminente mudança de paradigma do Setor Elétrico

Brasileiro (SEB), com o crescimento da demanda por usinas termoelétricas, pressões

ambientais, imprevisibilidade climática e o relativo descolamento do Planejamento

Energético com os resultados dos últimos leilões de compra e venda de energia,

motivaram o desenvolvimento deste trabalho como contribuição ao atual modelo de

planejamento energético adotado pelo governo federal.

Com o objetivo de fornecer parâmetros para elaboração de cenários

energéticos alternativos para o Brasil o projeto “Cenários Energéticos no Brasil –

2013-2050” vem contribuir para uma discussão realista em torno da matriz

energética nacional por meio de cenários que serão propostos por instituições

convidadas, pertencentes a diferentes setores da sociedade incluindo universidades e

organizações da sociedade civil.

Cada instituição elaborará seu próprio cenário de acordo com sua visão baseado num

esquema metodológico comum para formulação e análise de cada cenário conforme

parâmetros pré-definidos pelo Comitê Técnico.

Este Comitê Técnico será responsável pelo acompanhamento técnico junto

aos cenaristas com objetivo de contribuir para a garantia da análise efetuada,

reservando-se o direito de não validar qualquer cenário que não cumpra os pré-

requisitos definidos. Todos os trabalhos serão submetidos para apreciação do comitê

executivo constituído por representantes da ABEEÓLICA (Associação Brasileira de

Energia Eólica), ANACE (Associação Nacional dos Consumidores de Energia), AVINA,

UNICA (União Nacional dos Produtores de Cana de Açúcar) e WWF (World Wildlife

Foundation Brasil).

Os resultados dos diferentes cenários serão apresentados pelas instituições

proponentes, buscando gerar uma discussão sobre os diferentes temas relevantes que

surgem das diversas opções, por meio de uma análise objetiva e independente, que

não reflete nem compromete a visão das entidades organizadoras sobre o futuro da

matriz energética.

2


Este documento descreve os elementos básicos do esquema metodológico

comum para formular e analisar os impactos dos cenários, destacando a oferta e

demanda de energia do Brasil para os próximos anos e os principais parâmetros

(indicadores em sua maioria quantitativos para facilitar a comparação entre os

cenários).

1.1. Critérios de Referência

Deverão ser elaborados dois cenários alternativos para o Sistema Elétrico

Brasileiro, (Bussiness as Usual e outro considerando Eficiência Energética) focado na

diversificação da matriz elétrica com a inserção das fontes renováveis de energia e

combustíveis fósseis, podendo incrementar a amostragem proposta com tecnologias

alternativas de geração de energia elétrica e considerar também o impacto da

regulamentação e políticas públicas do setor para fomento de smart grid, eficiência

energética e geração distribuída.

Sugere-se utilizar como referencial o processo de planejamento e avaliação

dos cenários do modelo LEAP (Long-range Energy Alternative Planning). No tocante

às condições de contorno, os cenaristas poderão acrescentar graus de liberdade aos

parâmetros apresentados, desde que devidamente justificados.

3


2. CENÁRIO MACROECONOMICO DE REFERÊNCIA

2.1. Taxa de Crescimento do Nível de Produtividade / População Total

Segundo o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), o Produto

Interno Bruto (PIB) registrou avanço de 1,5% no período entre o primeiro e o segundo

trimestres de 2013, na série livre de efeitos sazonais. A estimativa de expansão da

economia brasileira para 2014, de acordo com o Banco Central, está em torno de

2,10%. A EPE considera 4,8% no estudo do PDE 2022. Nesse estudo, será considerado

uma projeção de PIB baseado no cenário do Banco Itaú, como mostra a Tabela 1.

Tabela 1 – Dados macroeconômicos do Brasil

Ano PIB

(109 US$) População (106 hab)

2013 2.239 201

2014 2.271 203

2015 2.317 204

2016 2.381 206

2017 2.444 208

2018 2.507 209

2019 2.571 211

2020 2.634 212

2021 2.700 213

2022 2.767 215

2023 2.836 216

2024 2.907 217

2025 2.980 218

2026 3.054 219

2027 3.131 220

2028 3.209 221

2029 3.289 222

2030 3.371 223

2031 3.456 224

2032 3.542 225

2033 3.631 225

2034 3.721 226

2035 3.814 227

2036 3.910 227

2037 4.008 228

4


Ano PIB

(109 US$) População (106 hab)

2038 4.108 229

2039 4.210 230

2040 4.316 228

2041 4.424 228

2042 4.534 228

2043 4.648 227

2044 4.764 227

2045 4.883 227

2046 5.005 227

2047 5.130 226

2048 5.258 226

2049 5.390 226

2050 5.525 226

Fonte: IBGE (2012), Itaú BBA (2014)

Estudos do IBGE (2012) mostram que o Brasil possuía cerca de 194 milhões de

habitantes, destacando-se como a quinta nação mais populosa do planeta. Em 34

anos, a população brasileira praticamente dobrou em relação aos 90 milhões de

habitantes da década de 1970 e, somente entre 2000 e 2004, aumentou em 10

milhões de pessoas. Em 2050 a população será da ordem de 226 milhões de

brasileiros, sendo que a partir de 2039, o número de brasileiros vai começar a

declinar.

5


3. SETOR ELETRICO BRASILEIRO

3.1. Parque Atual Elétrico

A Tabela 2 apresenta o panorama da matriz energética no Brasil conforme o

Banco de Informações de Geração da Agência Nacional de Energia Elétrica

(BIG/ANEEL).

Tabela 2 – Potência fiscalizada dos empreendimentos em operação no Brasil

N° Parque Potência

(MW) Geração (GWh)

1 Central Geradora Hidrelétrica 270 1.264

2 Pequena Central Hidrelétrica 4.656 21.797

3 Usina Hidrelétrica 81.093 402.731

4 Central Geradora Eólica 2.202 6.732

5 Central Geradora Solar Fotovoltaica 5 8

6 Usina Termelétrica Gás Natural 12.189 53.611

7 Usina Termelétrica Biomassa 11.153 17.834

8 Usina Termelétrica Óleo 7.655 16.237

9 Usina Termelétrica Carvão Min 3.389 12.917

10 Usina Termelétrica Gás Industrial 1.747 3.056

11 Usina Termonuclear 2.007 14.012

Total 126.366 550.198

Fonte: ANEEL/BIG (10/02/2014)

3.2. Expansão Contratada Energia Elétrica

A Tabela 3 apresenta os empreendimentos em construção para os próximos anos,

resultado dos leilões de compra e venda de energia realizados, que deverão ser

considerados como pré-definidos por cada cenarista.

6


Tabela 3 – Expansão pré-definida

N° Parque Potência Instalada (MW)

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

1 CG Hidrelétrica 270

2 PC Hidrelétrica 4.656 261 77 11 3 174

3 Usina Hidrelétrica 81.093 3.560 3.685 1.655 4.081 4.112 3.667 611

4 CG Eólica 2.202 3.559 3.232 1.794 833

5 CG Solar Fotovoltaica

5

6 UT Natural Gás 12.189 1.032 707

7 UT Biomassa 11.153 340 161 50 583

8 UT Óleo 7.655 103

9 UT Carvão Mineral 3.389

10 UT Gás Industrial 1.747 88

11 Nuclear 2.007

1.405

Fonte: PDE 2022

Cumpre destacar que as usinas hidrelétricas “UHE São Luiz do Tapajós” e “UHE

Jatobá” são consideradas estratégicas de interesse público, estruturantes e prioritárias

para efeito de licitação e implantação (Resolução CNPE Nº3 de maio de 2011).

A título de referência, a expectativa do governo brasileiro é uma forte expansão de

projetos de geração de energia elétrica na região Norte e redução na participação das

regiões Sudeste/Centro-Oeste. PDE 2022 indica no final do horizonte estudado 26% da

capacidade instalada na região Norte e 43% nas regiões Sudeste/Centro-Oeste.

Conforme as prerrogativas estabelecidas na Lei nº 10.848 de 2004, a expansão

hidrotérmica do SIN advém dos leilões para compra de energia com três (A-3) e cinco (A-5)

anos de antecedência. Desta forma já há um parque de geração totalmente contratado e

em implantação com usinas que deverão entrar em operação entre 2013 e 2015, além de

um parque parcialmente contratado entre 2016 e 2018 (oriundo dos leilões ocorridos em

2011, 2012 e 2013 – os leilões A-5 e o leilão específico para a compra da energia da UHE

Belo Monte).

7


3.3. Projeção de Demanda de Energia Elétrica

A Tabela 4 apresenta os limites superiores e inferiores das projeções de demanda

elétrica que deverão ser disponibilizadas para os cenaristas – Demanda BAU (business

as usual) e Demanda FEE (fator de eficiência energética), que reflete o impacto da

aplicação das políticas de uso eficiente. Dados esses limites, os cenaristas podem

estabelecer curvas de demandas com gaus de liberdade, desde que alguns critérios

sejam obedecidos.

Tabela 4 – Limites das projeções de consumo da energia elétrica anual

Anos Consumo Base GWh - BAU Consumo Final GWh - FEE

BAUsuperior BAUinferior FEEsuperior FEEinferior 2013 438.783 438.783 438.783 438.783 2014 456.239 448.436 452.552 448.436 2015 474.942 455.163 467.471 454.714 2016 494.892 467.907 483.538 466.082 2017 516.088 484.284 500.753 481.230 2018 538.530 503.655 519.118 499.035 2019 562.220 522.794 538.631 516.002 2020 587.157 541.092 559.292 531.999 2021 613.339 559.489 581.103 546.894 2022 640.769 582.428 604.061 564.942 2023 669.444 605.725 628.168 582.738 2024 699.367 628.743 653.425 599.346 2025 730.535 650.749 679.829 613.730 2026 762.951 672.874 707.383 627.846 2027 796.615 700.462 736.085 646.053 2028 831.523 728.481 765.935 662.851 2029 867.678 756.163 796.935 678.759 2030 905.081 784.897 829.082 695.049 2031 943.730 815.508 862.379 711.035 2032 983.625 848.128 896.825 727.389 2033 1.024.767 879.509 932.418 742.664 2034 1.067.155 910.292 969.161 757.518 2035 1.110.790 941.242 1.007.052 772.668 2036 1.155.673 973.244 1.046.092 787.735 2037 1.201.801 1.009.254 1.086.280 803.490 2038 1.249.176 1.047.101 1.127.618 819.560 2039 1.297.798 1.083.750 1.170.103 835.131 2040 1.347.666 1.120.597 1.213.738 850.999 2041 1.398.781 1.160.939 1.258.521 867.168 2042 1.451.142 1.203.894 1.304.452 884.511 2043 1.504.750 1.247.234 1.351.533 901.317 2044 1.559.605 1.290.887 1.399.762 918.442 2045 1.615.706 1.333.486 1.449.139 935.433 2046 1.673.054 1.378.825 1.499.666 952.739

8


2047 1.731.649 1.428.462 1.551.341 970.841 2048 1.791.490 1.475.602 1.604.165 988.801 2049 1.852.577 1.522.821 1.658.137 1.006.600 2050 1.914.912 1.571.551 1.713.258 1.024.718

Fonte: CERPCH – adaptado

Cada cenarista fica livre para estabelecer os valores desejados de demanda

business as usual (BAUcenarista), desde que estes estejam entre os limites inferior (BAUinf)

e superior (BAUsup). A demanda FEE será definida de acordo com a Equação 1.

𝐹𝐸𝐸𝑐𝑒𝑛𝑎𝑟𝑖𝑠𝑡𝑎 = 𝛼𝑐. 𝐵𝐴𝑈𝑐𝑒𝑛𝑎𝑟𝑖𝑠𝑡𝑎 (01)

O coeficiente 𝛼𝑐 será definido também pelo cenarista respeitando as seguintes

restrições:

mín(𝛼𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟; 𝛼𝑖𝑛𝑓𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟) ≤ 𝛼𝑐 ≤ máx(𝛼𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟; 𝛼𝑖𝑛𝑓𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟)

𝛼𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 =𝐹𝐸𝐸𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟

𝐵𝐴𝑈𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟

𝛼𝑖𝑛𝑓𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 =𝐹𝐸𝐸𝑖𝑛𝑓𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟

𝐵𝐴𝑈𝑖𝑛𝑓𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟

𝛼𝑐(𝑛) ≥ 𝛼𝑐(𝑛 + 1)

𝛼𝑐(𝑛) ≤ 1

9


4. DEMANDA E PREÇO DOS COMBUSTÍVEIS

4.1. Projeção de Demanda do Gás Natural

Até 2013 a oferta de gás natural no Brasil dependeu tanto dos níveis de

produção nacional quanto das importações de gás natural boliviano e de GNL. Cerca

de 50% da oferta doméstica de gás natural dependem das importações, da Bolívia e

com expectativa da Argentina.

As descobertas recentes de petróleo e gás natural no cluster do pré-sal trazem

uma visão otimista acerca da oferta doméstica de gás natural. As reservas offshore

totalizaram 459 bmc. Acredita-se que a produção bruta da região do pré-sal (reservas

descobertas) poderá atingir 124 MMm³/d em 2021 (EPE, 2013). Esse incremento da

produção não implica necessariamente em um aumento no mesmo montante na

oferta interna. Isso porque se descontar os valores estimados de queima, consumo

próprio no E&P e reinjeção, o aumento da oferta interna proveniente do pré-sal

deverá ser somente de 31 MMm³/d.

Outro fator que deve ser levado em consideração para o aproveitamento do gás

natural proveniente da região do pré-sal é a necessidade de expansão da

infraestrutura de escoamento. A distância da costa e a profundidade do leito marinho

na região elevam os custos dos projetos de gasodutos de escoamento, o que poderá

se refletir nos preços do gás natural. Atualmente existem 3 rotas de escoamento do

gás do pré-sal que irão totalizar uma capacidade de movimentação de 40 MMm³/d.

Nesse sentido, mesmo que se aumentem os níveis de aproveitamento da produção de

gás natural proveniente do pré-sal, haverá, no curto e médio prazo, uma dificuldade

de trazer volumes superiores a 40 MMm³/d para a costa. Cumpre destacar que parte

dos 15 MMm³/d de capacidade de movimentação da rota 3 será destinada para

atender o COMPERJ, reduzindo consideravelmente a oferta de gás natural para o

segmento termoelétrico e para a indústria. Nesse sentido, embora as novas

descobertas do pré-sal aumentem consideravelmente o potencial de produção

nacional, existem algumas restrições em relação ao aproveitamento desse gás no

segmento termoelétrico.

10


Atualmente as reservas provadas em terra estão em torno de 72 bcm enquanto

a produção encontra-se próxima a 16 MMm³/d. Excetuando a região de Urucu, o

índice de aproveitamento do gás em terra está em torno de 86% apesar de algumas

regiões se encontrarem distantes das malhas de transporte de gás natural.

Segundos dados da EIA (2013), as bacias do Paraná, Solimões e Amazonas

possuem somadas um potencial de recursos em solo na ordem de 6,93 tmc. Segundo

a ANP, os recursos em solo das bacias do Parecis e do Parnaíba estão em torno de

3,51 e 1,81 tmc, respectivamente. No caso da bacia do São Francisco, as informações

fornecidas pelos operadores mostram que os recursos em solo devem ser de 2,26 tmc

aproximadamente.

As unidades de processamento de gás natural no Brasil somam 92,4 milhões

m³/dia de capacidade instalada, sendo 23,6% no Rio de janeiro, 20,0% no Espírito

Santo, 17,6% em são Paulo, 14,4% na Bahia, e 24,4% nos estados do Amazonas, Ceará,

Rio grande do Norte, Alagoas, Sergipe e Paraná. A capacidade instalada de uPGN foi

reduzida em 4.300 mil m³/dia em 2012, em razão da desmobilização dos polos de

lagoa Parda (ES) e Carmópolis (SE) e da reavaliação das instalações em Caraguatatuba

(SP).

O Brasil conta com dois terminais de regaseificação de gás natural, um na Baía

de Guanabara – RJ, com 14 milhões m³/dia de capacidade e início de operação em

abril de 2009; e outro no Porto de Pecém – CE, com capacidade de 7 milhões m³/dia e

início de operação em janeiro de 2009.

O Estado do Amazonas apresenta as maiores reservas provadas, de 52,82

bilhões de m³; seguido por Bahia com 5,99 bilhões de m³ e rio Grande do Norte com

2,55 bilhões de m³. Já na plataforma continental, as maiores reservas provadas de gás

natural estão localizadas no Rio de Janeiro, em São Paulo e no Espírito Santo, com,

respectivamente, 246,4 bilhões de m³, 60,3 bilhões de m³ e 42,6 bilhões de m³.

A expansão da oferta de gás natural nacional, a monetização das reservas,

“trazendo as indústrias até o poço”, e a eliminação de ineficiências tributárias são as

alternativas para redução do preço do gás natural no país. O foco são sete bacias

sedimentares distribuídas por 11 estados, com 240 blocos, totalizando,

aproximadamente 164 mil km² de área em oferta.

Estudos apontam que no médio prazo o país permanecerá importador de gás

11


natural e isso continuará se refletindo nos preços. A capacidade de importação de

GNL está no patamar de 27 milhões de m³/dia com expectativa de expansão para 41

milhões de m³/dia.

A Tabela 5 apresenta a projeção de demanda de gás natural:

Tabela 5 – Consumo Final energético de gás natural (10³ m³/dia)

Anos Consumo Final Energético (10³ m³/dia)

2013 38.544 2017 51.469 2022 63.686

Fonte: CERPCH – adaptado

A EPE alterou a metodologia de análise de projeção de preços para o Gás

Natural a partir do PDE 2022. Antigamente os preços eram estabelecidos a partir de

uma equação de correlação entre os preços de petróleo Brent e de gás natural no

Henry Hub. Agora optou-se por utilizar o custo de oportunidade do gás natural

exportado pelos EUA, ao invés do Henry Hub, como base para a aplicação da

metodologia netback value a fim de se estimar o preço de internação do gás natural

para o Brasil, uma vez que os preços de exportação de GNL pelos EUA têm sido

precificados não ao Henry Hub, mas ao custo do fornecedor alternativo para o

mercado consumidor em questão (usualmente, Europa ou Japão). Particularmente,

assumiu-se que para o Brasil este custo de oportunidade seria baseado nos preços

spot de gás praticados no Reino Unido (National Balancing Point - NBP).

As previsões apontam para a continuidade de um nível baixo de preços de gás

natural no Henry Hub, mas com uma tendência de crescimento. Dentre os fatores que

explicam um crescimento do preço do gás natural no médio e longo prazo está o

aumento do consumo de gás natural, não somente no mercado norte-americano

(onde a geração elétrica está migrando para a utilização do gás natural como

combustível, devido ao baixo nível dos preços), mas também nos mercados europeu e

asiático. Antigas térmicas a carvão estão sendo convertidas para gás natural para

serem utilizadas em geração na base, e não somente para geração na ponta. Há

também a tendência mundial de redução do uso da energia nuclear, a qual deverá ser

substituída por outras fontes, dentre ela, o gás natural.

12


De acordo com a IEA (2012), os preços irão se recuperar de maneira lenta, em

relação aos preços dos derivados de petróleo, refletindo a expectativa que os custos

para a produção do gás tenderão a aumentar, uma vez que a produção cada vez mais

irá se deslocar para áreas/bacias exploratórias menos produtivas e mais dispendiosas.

4.2. Projeção de Demanda do Petróleo

As estimativas de produção de recursos convencionais de petróleo e gás natural

basearam-se em Unidades Produtivas (UP), que correspondem às jazidas em produção,

desenvolvimento, ou avaliação, no caso de recursos descobertos (RD). No caso dos

recursos não descobertos (RND), as unidades produtivas correspondem a prospectos

ainda não perfurados por poços pioneiros. Consideram-se as UP tanto nas áreas

contratadas (por concessão até a Rodada 10 ou cessão onerosa com a Petrobras)

quanto em parte das áreas da União ainda não contratadas com empresas de

Exploração e Produção E&P.

De acordo com o Novo Marco Regulatório, a área do Pré-Sal é definida como “a

região do subsolo formada por um prisma vertical de profundidade indeterminada,

com superfície poligonal definida pelas coordenadas geográficas de seus vértices

estabelecidas no Anexo” da Lei 12.351/2010; tal superfície está inserida no contexto

das bacias sedimentares de Santos e Campos. Desse modo, o termo Pré-Sal deve ser

qualificado para especificar seus dois sentidos, o legal e o geológico. O Pré-Sal Legal

(PSL) corresponde a todo o prisma no interior do polígono definido na lei e inclui uma

seção anterior aos depósitos evaporíticos, aqui chamada de Pré-Sal Geológico (PSG), e

uma seção posterior, chamada de Pós-Sal (POS); a região externa ao PSL é aqui

chamada de Extra Pré-Sal Legal (EPSL) e corresponde ao conjunto de todas as UP fora

dos limites do polígono legal.

Os dados apresentados de projeções de produção de projeções de petróleo são

originários dos estudos da EPE no ano de 2012. A EPE posteriormente ajustou as

previsões de produção agregadas em nível Brasil a curto prazo, com base nos Planos

Anuais de Produção (PAP) atualizados em dezembro de 2012.

As previsões de produção nacional de petróleo foram estratificadas segundo o

grau de incerteza e são apresentadas: (1) Produção prevista das Reservas Totais (RT)

13


referidas a 31 de dezembro de 2011, nos campos já em desenvolvimento ou produção;

(2) Contribuição prevista dos Recursos Contingentes (RC), nas descobertas em estágio

de avaliação exploratória em blocos sob contrato de concessão (até a Rodada 10) ou de

cessão onerosa com a Petrobras; (3) Contribuição prevista dos Recursos Não

Descobertos (RND-E), em blocos exploratórios sob concessão até a Rodada 10 ou

cessão onerosa com a Petrobras, ou em campos sob concessão na área do Pré-Sal

Legal; (4) Contribuição prevista dos recursos não descobertos e descobertos na área da

União.

Tabela 6 – Produção de Petróleo por nível de incerteza de recursos

Ano União RND-E RC RT TOTAL

2013 - - - 2.117 2.117 2014 - - 0.020 2.662 2.682 2015 - 0.009 0.027 2.763 2.798 2016 - 0.042 0.046 2.964 3.053 2017 0.007 0.074 0.287 3.260 3.628 2018 0.024 0.115 0.614 3.391 4.415 2019 0.080 0.136 1.022 3.225 4.462 2020 0.206 0.161 1.542 3.202 5.111 2021 0.304 0.198 1.963 2.997 5.462 2022 0.473 0.225 2.090 2.681 5.469

Fonte: EPE – PDE 2022

Cumpre destacar que a Petrobras está construindo uma nova refinaria no

Complexo Industrial e Portuário de Suape, Ipojuca (PE) - Refinaria do Nordeste (RNEST).

A previsão de capacidade nominal de processamento é de até 36.567 m³/d (230.000

bpd) de petróleo. Outro empreendimento relevante é o Complexo Petroquímico do Rio

de Janeiro (COMPERJ), com capacidade nominal de 73.927 m³/d (465.000 bpd), em

construção em Itaboraí (RJ). A previsão do governo é que o primeiro módulo (com

capacidade de 26.233 m³/d (165.000 bpd)) entre em operação em 2015 e o segundo

(com capacidade de 47.695 m³/d (300.000 bpd)) em 2018. A Petrobras prevê também a

construção de outras duas refinarias, totalizando 143.088 m³/d (900.000 bpd), com

esquemas de refino também voltados para a produção de derivados médios (diesel e

QAV) e sem produção de gasolina, em função das expectativas de mercado, tanto

nacional quanto internacional. A Tabela 7 mostra a capacidade adicional de unidades

de processo no parque de refino atual.

14


Tabela 7 – Capacidade adicional de unidades de processo no parque de refino atual (m³/d)

Refinaria Reforma Catalítica

(RC)

Coqueamento Retardado

(UCR)

HDT de nafta de coque

(HDT)

HDT de gasolina

(HDT)

HDT de instáveis

(HDT)

REPLAN 2.620 0 6.000 8.000 20.000

RLAM 0 0 0 0 8.500

REVAP 0 6.100 0 0 0

REDUC 0 0 0 0 7.500

REPAR 0 5.000 3.000 5.000 6.000

REFAP 0 0 0 0 10.000

RPBC 0 0 0 0 10.000

REGAP 1.500 0 0 0 4.500

RECAP 0 0 0 2.000 4.000

REMAN 800 0 0 0 2.500

Total 4.920 11.100 9.000 15.000 69.000

Fonte: EPE

No caso dos derivados de petróleo, os cenaristas devem considerar uma variação

anual média de incremento na demanda na ordem de 3,5%. Esta taxa vem se

mostrando bastante uniforme ao longo dos anos.

A projeção da demanda de óleo diesel para transporte deriva do uso de veículos

rodoviários pesados (ônibus e caminhões), de veículos comerciais leves, e dos modais

aquaviário (embarcações nacionais) e ferroviário. Nos estudos da EPE foi considerado

um incremento de 1,0% ao ano nos rendimentos médios dos veículos novos.

Para o Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) o consumo específico em uma média

nacional é de 0,19 m³/domicílio/ano. Para o cálculo da demanda da gasolina

automotiva, considera-se a evolução da eficiência veicular (crescimento de 0,7% a.a.) e

critério de adição de 25% do teor de etanol anidro na gasolina pura (gasolina A). A

Tabela 8 apresenta a estimativa de demanda dos derivados de petróleo:

Tabela 8 – Demanda de derivados de petróleo Ano GLP

(mil m³) Gasolina C (milhões de litros

Gasolina A (milhões de litros)

QAV (milhões de litros)

Diesel (milhões de litros)

Óleo combustível

(mil tep)

Outros* (mil tep)

2013 13.685 44.317 33.997 4.739 54.643 5.172 13.116

2017 14.963 46.425 34.819 5.745 64.330 5.805 14.550

2022 16.592 57.486 43.114 7.478 77.208 6.782 18.623

* Coque e Gás de refinaria. Inclui demanda do setor energético, bunker hidroviário nacional e demanda para geração termelétrica esperada. Não inclui bunker de exportação. Fonte: EPE – adaptado

15


Cada cenarista deve considerar os principais derivados de petróleo, a saber:

gasolina, óleo diesel, GLP (gás liquefeito de petróleo), óleo combustível BTE (baixo teor

de enxofre), QAV (querosene de aviação).

Cumpre destacar que a gasolina e o óleo diesel passarão a ter especificações mais

rígidas de teor de enxofre, visando o atendimento dos limites de emissões veiculares

preconizados no Programa de Controle da Poluição do Ar por Veículos Automotores

(PROCONVE). Deve ser considerada como premissa que o limite máximo do teor de

enxofre da gasolina será reduzido de 800 ppm para 50 ppm, a partir de 2014 (ANP,

2009) e que este valor manter-se-á constante. Por outro lado, o limite máximo do teor

de enxofre no diesel comercializado no país vem sendo reduzido gradativamente desde

2009, com a seguinte classificação em função dos respectivos limites máximos de teor

de enxofre: (1) Diesel 10 ppm (S-10), para veículos pesados novos, produzidos a partir

de 2012; (2) Diesel 50 ppm (S-50), para algumas regiões metropolitanas e para frotas

cativas de ônibus urbanos, conforme cronograma definido; (3) Diesel 500 ppm (S-500),

para as demais aplicações de uso automotivo; (4) Diesel 1.800 ppm (S-1800),

internacionalmente conhecido como off-road, para uso ferroviário, agropecuário,

industrial e para geração de energia elétrica; e (5) Diesel marítimo que tem teor de

enxofre máximo especificado em 5.000 ppm. Supõe-se que em 2035 coexistirão apenas

os tipos de diesel S-10 e S-500 (automotivos e off-road) e o diesel marítimo S-5000.

Além do teor de enxofre, outras características relacionadas ao desempenho do motor

ciclo Diesel também deverão evoluir no tempo (número de cetano e densidade),

entretanto apenas o teor de enxofre foi considerado como limitante à produção de

diesel.

4.3. Projeção de Demanda de Biodiesel

De 2005 até dezembro de 2012, já foram adicionados 11 bilhões de litros de

biodiesel ao diesel fóssil. A mistura de 2%, a princípio em caráter voluntário e, a partir

de 2008, obrigatório e com percentuais crescentes, já em janeiro de 2010 teve seu

percentual elevado para 5%.

Deste modo pode-se considerar a seguinte previsão de consumo de biodiesel:

16


Tabela 9 – Consumo de Biodiesel (milhões de litros)

Ano Biodiesel

2013 2.873 2014 2.976 2015 3.101 2016 3.233 2017 3.358 2018 3.493 2019 3.615 2020 3.740 2021 3.872 2022 4.025

Fonte: EPE-PDE 2022

De acordo com a Agência Internacional de Energia, nas unidades industriais de

grande escala, o preço da matéria-prima representa entre 85% e 92% do custo total da

produção de biodiesel. O restante (8% a 15%) é referente ao custo de conversão

industrial. Já nas plantas de pequena escala, o custo industrial varia entre 25% e 40%.

O preço final do biodiesel deverá permanecer superior ao projetado para o óleo diesel.

Algumas iniciativas locais, visando ações de mobilidade sustentável, poderão

impulsionar o uso adicional de biocombustíveis. Dentre as maiores capitais do país, as

cidades de São Paulo (SP), Rio de Janeiro (RJ) e Curitiba (PR) já possuem leis ou acordos

voltados às mudanças climáticas, e procuram minimizar as emissões de GEE por meio

de incentivos ao transporte público. Nessas três capitais juntas, circula uma frota de

aproximadamente 33 mil ônibus com um consumo médio de 1 milhão m3/ano de

diesel (base 2010). A capital paulista tem a intenção de, até 2018, movimentar toda a

frota com alguma parcela de energia renovável. As opções para o cumprimento dessas

metas adicionais ainda não estão definidas e podem envolver alternativas

tecnológicas, como ônibus de ciclo diesel movidos a etanol aditivado, aumento da

porcentagem de biodiesel além do mandatório no diesel fóssil, ou uso de combustíveis

ainda não especificados pela ANP, como o diesel de cana e aqueles obtidos por

processos termoquímicos, como o hidrotratamento de óleos vegetais e o BTL (biomass

to liquids).

Há também projetos, em âmbito privado, de incentivo à produção e ao consumo

de biodiesel além do mandatório. Dentre eles, o mais relevante é desenvolvido pela

Vale. A empresa desenvolve ações ao longo de toda a cadeia, abrangendo o cultivo da

palma, a produção do óleo e o uso final do biodiesel em locomotivas próprias. Parte da

17


produção de óleo é oriunda da agricultura familiar. Hoje são 600 famílias cadastradas

no Pará e a produção de óleo alcança 20 mil toneladas ano, vendido in natura no

mercado. Até 2015 pretende-se chegar a 200 mil toneladas de biodiesel para

autoconsumo, quando entrará em funcionamento a usina da empresa. A meta,

entretanto, é alcançar 400 mil toneladas, com participação de duas mil famílias, a

partir de 80 mil hectares de área. Com isso, a Vale pretende atender 20% do consumo

de suas locomotivas com biodiesel. Atualmente, a companhia é a maior consumidora

individual de diesel no Brasil, cerca de 2,5% de todo o consumo nacional. Também a

Petrobras possui investimentos no Pará para a produção de biodiesel a partir de óleo

de palma (dendê).

4.4. Projeção de Demanda de Carvão Vegetal

No setor industrial, as produções de ferro-gusa e aço e de ferro ligas respondem

por aproximadamente 97% do consumo total de carvão vegetal, com uso simultâneo

como agente redutor e fornecimento de energia. No setor residencial, o consumo de

carvão vegetal é destinado basicamente ao aquecimento direto, em complemento ao

uso da lenha (ambos apresentam rendimentos energéticos muito semelhantes).

A expansão do uso do carvão vegetal baliza-se em questões relacionadas à

certificação da origem, se de matas nativas ou se de reflorestamento. De qualquer

modo estima-se um crescimento do consumo de carvão vegetal bastante reduzido,

limitado basicamente a nichos do mercado.

Tabela 10 – Demanda Energética de carvão vegetal (mil toneladas) Ano Setor Industrial Outros setores Total

2012 8,28 600,00 8,88

2016 10,68 467,00 11,14

2021 11,26 272,00 11,53

2025 12,88 107,23 12,91

2029 14,17 75,11 14,05

2035 16,10 44,03 15,76

2039 17,39 30,84 16,91

2043 18,68 21,61 18,05

2046 19,65 16,54 18,91

2050 20,94 11,59 20,05

Fonte: CERPCH - Adaptado

18


4.5. Projeção de Demanda de Carvão Mineral

No território brasileiro o carvão mineral é encontrado em áreas restritas e

limitadas, não possui boa qualidade, pois apresenta baixo poder calórico e quantidade

de cinza elevada. Por essa razão deve-se avaliar economicamente a viabilidade de

utilização como fonte de energia e matéria-prima. O Brasil importa 50% do carvão

consumido, oriundo dos Estados Unidos, Austrália, África do Sul e Canadá. No Brasil

uma das principais jazidas se encontra no Rio Grande do Sul, como no vale do rio Jacuí,

cuja produção é consumida pelas usinas termelétricas locais. Cerca de 85% do

consumo de carvão é para abastecer usinas termoelétricas, além de 6% na indústria de

cimento, 4% na indústria de papel celulose e 5% nas indústrias de cerâmica, alimentos

e secagem de grãos. No Estado de Santa Catarina é realizada a maior produção de

carvão, com destaque para o vale do rio Tubarão, nessa jazida o minério é totalmente

aproveitado pelas indústrias siderúrgicas, geralmente localizadas na região Sudeste.

No Brasil, esse energético ainda não desempenha papel expressivo na geração de

energia elétrica, mas esse quadro poderá mudar, na medida em que a busca de

soluções social e ambientalmente viáveis, com base em tecnologias disponíveis, torne

essa opção energética social e economicamente atrativa. Concorrem para acelerar esta

mudança o esgotamento do potencial hidrelétrico econômica e ambientalmente

viável, a ampla disponibilidade e os preços estáveis e relativamente baixos do carvão

mineral nacional.

No caso do parque termelétrico a carvão nacional, a capacidade instalada atual é

de 1.765 MW, não havendo previsão de expansão adicional desta fonte, além das

usinas termelétricas a carvão de Pecém (3x350 MW) e Itaqui (350 MW), ambas em

fase final de construção.

A operação das térmicas a carvão se dá em condições de flexibilidade parcial,

determinada por cláusulas tipo take-or-pay nos contratos de fornecimento de carvão e

também por condicionantes técnicos (fator de capacidade mínimo). A inflexibilidade

operativa pode ser reduzida com a estocagem de carvão na usina, sempre que as

condições hidrológicas forem favoráveis, mantendo a compra do volume obrigatório

previsto em contrato, que viabiliza a continuidade do seu suprimento.

19


O carvão nacional usado pelas termelétricas (em operação ou planejadas antes

da reforma dos anos 1990) é adquirido por meio da Conta de Desenvolvimento

Energético (CDE), que atualmente abrange a totalidade da energia elétrica produzida

por estas usinas. O montante de carvão (toneladas) considerado no cálculo do

reembolso ao gerador é estimado com base na geração (MWh) de cada usina

participante da CDE, levando em conta o fator de eficiência (MWh/tonelada) medido

na usina.

Do carvão metalúrgico e do coque de carvão mineral consumidos no País, 90%

foram demandados pelo setor siderúrgico, sendo o restante destinado a segmentos

como ferro ligas, não ferrosos e mineração e pelotização. O atendimento à demanda

de carvão metalúrgico, em razão das características do carvão nacional, é realizado

quase que integralmente a partir de importações. Em contraposição, a demanda de

carvão energético (carvão vapor) tem sido suprida em sua quase totalidade pela

produção nacional. A maior parcela do carvão vapor é destinada à geração

termelétrica, sendo o restante consumido para geração de calor no setor industrial.

Assim sendo, a projeção da demanda de carvão mineral e coque, mostrada na

Tabela 11, está associada ao cenário de expansão da siderurgia, assim como dos

segmentos de ferro ligas, não ferroso, mineração e pelotização, enquanto que a

projeção de carvão vapor é função da geração termelétrica esperada ao longo do

período decenal. Estima-se que o setor siderúrgico mantenha sua posição de

responsável por cerca de 90% do consumo nacional de carvão mineral e do coque.

Tabela 11 – Demanda Energética de carvão mineral e coque (mil tep) Ano Carvão Metalúrgico e Coque(1) Carvão Vapor(2) Total

2012 11,49 4,27 15,76

2016 15,20 4,32 19,52

2021 19,26 4,78 24,04

2025 22,74 4,93 27,68

2029 26,19 5,17 31,36

2035 31,36 5,51 36,87

2039 34,80 5,74 40,55

2043 38,25 5,98 44,23

2046 40,83 6,15 46,98

2050 44,28 6,38 50,66

Fonte: CERPCH - adaptado Obs.: (1) Consumo final energético (inclui consumo como redutor). (2) Inclui consumo para geração termelétrica. Não inclui autoprodução.

20


4.6. Preços dos combustíveis e eletricidade importada

A Tabela 12 apresenta o preço dos combustíveis que serão considerados pelos

cenaristas na elaboração dos cenários do PCE 2050. No que diz respeito a eletricidade

importada, considerou-se o preço de 70 U$S/MWh.

Tabela 12 – Preço dos combustíveis

Ano

Gás Natural

Gás Natural Bolívia

GNL Petróleo Brent

Diesel Óleo Combustível

Carvão Mineral

Urânio Biomassa Biodiesel

U$S/MMBtu

U$S/MMBtu

U$S/MMBtu

U$S/b U$S/b

U$S/b U$S/Tn U$S/KWh

U$S/Tn U$S/L

2013 14,9 10,0 14,2 104,1 154,6 111,2 98,0 0.0096 41,7 0,9 2014 14,2 10,0 14,0 98,9 148,6 123,6 98,0 0.0094 50,0 1,0

2015 13,9 10,0 14,0 97,1 136,4 92,4 98,0 0.0094 36,4 0,9

2016 13,4 10,0 14,0 93,4 134,0 90,7 98,0 0.0094 36,4 0,9

2017 13,2 10,0 14,0 91,8 134,3 95,6 98,0 0.0074 36,4 0,9

2018 13,2 10,0 14,0 92,5 137,7 97,9 98,0 0.0074 36,4 0,9

2019 13,5 10,0 14,0 94,4 143,3 101,7 98,0 0.0074 36,4 0,9

2020 13,8 10,0 14,0 96,6 148,9 106,2 98,0 0.0074 36,4 1,0

2021 14,2 10,0 14,0 99,1 154,8 110,6 98,0 0.0074 36,4 1,0

2022 14,5 10,0 14,0 101,6 161,1 116,0 98,0 0.0074 36,4 1,1

2023 14,9 10,0 14,0 104,2 167,2 120,5 98,0 0.0074 36,4 1,1

2024 15,3 10,0 14,0 106,7 173,5 125,3 98,0 0.0074 36,4 1,1

2025 15,6 10,0 14,0 109,0 179,8 130,0 98,0 0.0074 36,4 1,2

2026 15,9 10,0 14,0 110,9 185,6 134,9 98,0 0.0074 36,4 1,2

2027 16,2 10,0 14,0 113,3 192,4 140,5 98,0 0.0074 36,4 1,3

2028 16,5 10,0 14,0 115,3 198,1 145,8 98,0 0.0074 36,4 1,3

2029 16,8 10,0 14,0 117,3 204,8 151,4 98,0 0.0074 36,4 1,3

2030 17,0 10,0 14,0 119,0 211,1 156,1 98,0 0.0074 36,4 1,4

2031 17,3 10,0 14,0 121,1 218,3 162,0 98,0 0.0074 36,4 1,4

2032 17,7 10,0 14,0 123,4 226,1 168,2 98,0 0.0074 36,4 1,5

2033 18,0 10,0 14,0 125,6 234,4 174,8 98,0 0.0074 36,4 1,5

2034 18,3 10,0 14,0 127,7 244,5 182,3 98,0 0.0074 36,4 1,6

2035 18,6 10,0 14,0 129,8 252,9 188,9 98,0 0.0074 36,4 1,7

2036 18,8 10,0 14,0 131,6 261,7 196,1 98,0 0.0074 36,4 1,7

2037 19,2 10,0 14,0 133,8 270,7 203,2 98,0 0.0074 36,4 1,8

2038 19,4 10,0 14,0 135,8 280,3 210,3 98,0 0.0074 36,4 1,8

2039 19,8 10,0 14,0 138,5 291,7 219,2 98,0 0.0074 36,4 1,9

2040 20,3 10,0 14,0 141,5 303,9 229,1 98,0 0.0074 36,4 2,0

2041 20,6 10,0 14,0 143,9 315,2 238,1 98,0 0.0074 36,4 2,1

2042 21,0 10,0 14,0 146,4 326,9 247,4 98,0 0.0074 36,4 2,2

2043 21,3 10,0 14,0 149,0 339,0 257,0 98,0 0.0074 36,4 2,2

2044 21,7 10,0 14,0 151,6 351,6 267,1 98,0 0.0074 36,4 2,3

2045 22,1 10,0 14,0 154,2 364,7 277,5 98,0 0.0074 36,4 2,4

2046 22,5 10,0 14,0 156,9 378,2 288,4 98,0 0.0074 36,4 2,5

2047 22,9 10,0 14,0 159,7 392,2 299,7 98,0 0.0074 36,4 2,6

2048 23,3 10,0 14,0 162,4 406,8 311,4 98,0 0.0074 36,4 2,7

2049 23,7 10,0 14,0 165,3 421,9 323,6 98,0 0.0074 36,4 2,8

2050 24,1 10,0 14,0 168,2 437,5 336,2 98,0 0.0074 36,4 2,9

21


5. EMISSÕES GLOBAIS E LOCAIS

Os fatores de emissão por tipo de combustível (kg/GJ) e seu fator de emissão de

tecnologia (tCO2eq/MWh) deve ser considerado de acordo com a metodologia da

Unidade de Mudança Climática da Organização das Nações Unidas (UNFCCC) e o

Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas (IPCC), mostrado na Tabela 13.

Tabela 13 – Emissões de Gases de Efeito Estufa

Emissões Por unidade de energia consumida

Gás Natural

Diesel Óleo Carvão Biomassa Bio

Diesel Bio

Óleo

Dióxido de carbono

Ton/TJ 56,1 74,1 77,4 94,6

Monóxido de carbono

Kg/TJ 20,0 15,0 15,0 20 1.000 15,0 15,0

Metano Kg/TJ 1,0 3,0 3,0 1,0 30,0 3,0 3,0

Compostos orgânicos voláteis do Metano

Kg/TJ 5,0 5,0 5,0 5,0 50,0 5,0 5,0

Óxidos de Nitrogênio NOx

Kg/TJ

150,0

200,0

200,0

300,0

100,0

200,0

200,0

Óxido Nitroso Kg/TJ

0,1

0,6

0,6

1,5

4,0

0,6

0,6 Dióxidos de Enxofre

Kg/Kg -

0,008

0,039

0,0

-

0,008

0,039

Fonte: IPCC

Cumpre destacar o Plano Nacional sobre Mudança do Clima (PNMC) que visa

incentivar o desenvolvimento e aprimoramento de ações de mitigação no Brasil e

criar condições internas para lidar com os impactos das mudanças climáticas globais.

O PNMC possui metas que podem influenciar de forma significativa a elaboração

de cenários energéticos futuros: (1) redução do índice de desmatamento anual da

Amazônia (redução de 80% até 2020 de acordo com a ampliação em 11% ao ano nos

próximos dez anos o consumo interno de etanol; expansão da área de florestas

plantadas, para 11 milhões de hectares em 2020, sendo 2 milhões de [ha] com uso de

espécies nativas; substituição de 1 milhão de geladeiras antigas por ano, em 10 anos;

aumento da reciclagem de resíduos sólidos urbanos em 20% até 2015; aumento da

oferta de energia elétrica de cogeração, principalmente a bagaço de cana-de-açúcar,

para 11,4% da oferta total de eletricidade no país, em 2030; e redução das perdas

22


não-técnicas na distribuição de energia elétrica à taxa de 1.000 GWh por ano, nos

próximos 10 anos.

6. CRITÉRIOS TECNOLOGICOS PARA DEFINIÇÃO DO PLANO DE OBRAS

A expansão definida será proposta pelos cenaristas com base nas diversas opções

tecnológicas disponíveis no mercado. Se julgar necessário o cenarista poderá anexar

estudos para justificar o desenvolvimento de seu plano de obras.

Os parâmetros técnicos das tecnologias, baseados nos dados disponíveis por

organizações internacionais foram submetidos e aprovados pelo comitê técnico.

6.1. Eficiência Energética

Cada cenarista deve entregar um plano de obras para um cenário “Business as

Usual” (BAU) e “Demanda com Fator de Eficiência Energética” (DFEE) para o horizonte

de 2050, indicando as tecnologias, potência instalada e a estimativa de entrada em

operação no decorrer do período.

6.2. Critérios tecnológicos para Expansão definida

Segue abaixo as principais características das tecnologias em termos de

investimentos, custo de operação e manutenção, emissão e outros critérios técnicos,

definidos pelo comitê técnico, que deverão ser utilizados nas simulações. Os

cenaristas poderão submeter ao comitê técnico valores diferentes ou diferir os dados

apresentados, na ausência de uma variante específica de alguma tecnologia. As

alterações serão reavaliadas pelo comitê técnico que manifestará aceite formal.

Na Tabela 14 são apresentadas as principais opções de fontes energéticas renováveis

que podem ser incluídas na expansão definida pelo cenarista. Se houver proposta de

inclusão de alguma tecnologia que não esteja no portfólio tecnológico abaixo, o cenarista

deverá submeter ao comitê técnico suas considerações e informações técnicas para a

modelagem desse tipo de tecnologia.

23


Tabela 14 – Principais características Técnicas das Tecnologias de Fontes Energéticas

Tecnologia Combustível Potência Rendimento Fator de

Capacidade Custo de Capital

Custo da Energia

MW % % U$S/kW U$S cent./kWh

Biomassa Combustão Tipo 1 Biomassa 35,0 25,0 60,00 1.500,0 1,1

Biomassa Combustão Tipo 2 Biomassa 100,0 35,0 75,00 1.200,0 1,1

Biomassa Incineração Tipo 1 Resíduos Sólidos Urbanos

30,0 25,0 60,00 8.000,0 1,1

Biomassa Incineração Tipo 2 Resíduos Sólidos Urbanos

100,0 30,0 70,00 8.000,0 1,1

Biomassa Gaseificação Tipo 1

1,0 30,0 40,00 2.050,0 1,1

Biomassa Gaseificação Tipo 2

10,0 40,0 80,00 5.500,0 1,1

Biomassa Digestão Tipo 1 Biogás 1,0 25,0 50,00 5.000,0 1,1

Biomassa Digestão Tipo 2 Biogás 20,0 30,0 80,00 4.500,0 1,1

Biomassa Digestão Tipo 3 Gás Aterro 2,0 25,0 50,00 1.900,0 1,1

Biomassa Digestão Tipo 4 Gás Aterro 20,0 30,0 60,00 2.200,0 1,1

Geotérmica Tipo 1

10,0 100,0 60,00 2.500,0 0,90

Geotérmica Tipo 2

100,0 100,0 80,00 3.000,0 1,20

Geotérmica Tipo 3

10,0 100,0 60,00 2.470,0 1,00

Geotérmica Tipo 4

100,0 100,0 80,00 6.100,0 1,30

Hidrelétrica (UHE) Tipo 1 - fio d'agua

100,0 100,0 40,00 2.000,0 0,2

Hidrelétrica (UHE) Tipo 2 - fio d'agua

1,000,0 100,0 50,00 1.500,0 0,2

Hidrelétrica (UHE) Tipo 3 - reservatório

100,0 100,0 40,00 2.500,0 0,2

Hidrelétrica (UHE) Tipo 4 - reservatório

1,000,0 100,0 50,00 2.000,0 0,2

Hidrelétrica (PCH e CGH) Tipo 1

1,0 100,0 40,00 3.500,0 2,2

Hidrelétrica (PCH e CGH) Tipo 2

30,0 100,0 50,00 3.000,0 0,5

Oceânica Tipo 1

5,0 100,0 23,00 5.870,0 2,80

Oceânica Tipo 2

150,0 100,0 29,00 5.290,0 2,10

Solar PV Usinas - Tipo 1

5,0 100,0 16,00 2.200,0 1,5


50,0 100,0 17,00 2.000,0 1,5


200,0 100,0 18,00 1.800,0 1,5

Solar CSP

50,0 100,0 40,00 8.000,0 3,50

Solar CSP

200,0 100,0 65,00 9.000,0 2,50

Eólica Onshore Tipo 1

1,5 100,0 25,00 1.770,0 0,5

Eólica Onshore Tipo 2

3,5 100,0 30,00 1.750,0 0,5

Eólica Offshore Tipo 1

3,5 100,0 35,00 4.000,0 0,5

Eólica Offshore Tipo 2

7,5 100,0 40,00 3.500,0 0,5

Eólica pequena escala Tipo 1

0,1 100,0 25,00 5.000,0 0,5

Eólica pequena escala Tipo 2

0,1 100,0 30,00 4.000,0 0,5

Térmica Carvão - Convencional

Carvão Mineral 350,0 35,0 80,00 1.500,0 1,3

Térmica Carvão - IGCC Carvão Mineral 350,0 45,0 80,00 1.800,0 1,3

Térmica Nuclear Uranio 1,000,0 33,0 85,00 3.500,0 1,1

Térmica Gas - Ciclo Combinado

Gás Natural 500,0 55,0 85,00 1.200,0 1,2

Térmica Gás - Ciclo Aberto Gás Natural 200 35,0 60,00 850,0 1,2

Térmica Óleo Óleo 150 35,0 60,00 1.200,0 2,2

Térmica Diesel Diesel 50 40,0 60,00 1.300,0 2,2

24


Tecnologia Combustível Potência Rendimento Fator de

Capacidade Custo de Capital

Custo da Energia

Solar PV Telhados - Residencial

0,005 100,0 15,00 3.500,0 1,5

Solar PV Telhados - Comercial

0,100 100,0 15,00 3.000,0 1,5

Solar PV Telhados - Industrial

0,500 100,0 16,00 2.500,0 1,5

Cogeração a gás natural (< 4,0 MW) Tipo 1

Gás natural 1,0 40,0 85,0 1.200,0 3,8

Cogeração a gás natural (> 4,0 MW) Tipo 2

Gás natural 4,0 44,0 85,0 1.800,0 4,2

Cogeração a gás natural (12 MW) Tipo 3

Gás natural 12,0 40,0 90,0 1.935,2 3,6

A tendência atual é a contratação de fontes alternativas renováveis, em função

dos resultados nos últimos leilões de energia. Há uma expansão média anual de 10%

para essas fontes, com destaque para as usinas eólicas. Atualmente há um portfólio

de projetos eólicos habilitados tecnicamente de cerca de 600 empreendimentos cuja

potência total supera 16 mil MW. Deste, 450 projetos localizam-se na região Nordeste,

que totalizam cerca de 12 mil MW e 150 projetos são da região Sul com cerca de 4,3

mil MW.

As usinas térmicas a biomassa (bagaço de cana) constituem mais uma fonte

renovável disponível para compor a expansão da oferta de geração. O potencial

técnico de produção de energia elétrica a partir da biomassa de cana-de-açúcar,

considerando apenas o bagaço, deve superar os 10 GW médios até 2021, dos quais

cerca de 1,4 GW médio já contratado nos leilões e com início de suprimento até 2016.

O potencial desta fonte está localizado principalmente nas regiões sudeste e centro-

oeste.

Outra fonte que vem se destacando é a energia solar. Há um potencial

significativo no Brasil (irradiação global média anual entre 1.200 e 2.400 kWh/m²/ano)

e a redução dos custos evidenciados já permite a inserção desta tecnologia na matriz

brasileira de forma mais representativa. Os custos têm registrado acentuada queda

nos últimos anos, com tendência de continuidade futura, principalmente na geração

fotovoltaica, podendo tornar uma alternativa como geração distribuída.

Embora incipiente, a energia oceânica poderá se constituir numa fonte

energética importante. É do tipo energia renovável e não poluente e se presta a

geração de energia elétrica com custos comparados às centrais hidrelétricas. No

mundo existem poucos lugares adequados aos aproveitamentos das marés para fins de

25


geração de energia elétrica. No Brasil o local mais conhecido situa-se no estuário do rio

Bacanga, em São Luís do Maranhão, havendo outros locais que mostram bom

potencial, como no litoral do Amapá e Pará. E utilização das ondas, no Brasil devido a

sua imensa costa, certamente poderá contar com este tipo de fonte. O potencial das

ondas marítimas no Brasil é estimado como sendo de cerca de 40 GW, com ondas

variando de 14 kW/m nas zonas de menor latitude, entre São Mateus e Vitória,

chegando a 33 kW/m nas zonas de maior latitude: Porto Alegre e rio Grande.

Considerando ser possível de ser aproveitado ao largo em torno de 15%, chega-se a

uma produção factível em torno de 50 TWh/ano de energia elétrica. Já o potencial de

maremotriz no Brasil é bem menor e concentrado em algumas regiões como o estado

do Amapá, Maranhão e Pará e Maranhão e não há uma estimativa do seu valor.

Outro fator que deve ser levado em consideração é a possibilidade de inserção

dos veículos elétricos e do conceito de smart-grid e geração distribuída no setor

elétrico nacional. A escolha estratégica pelo desenvolvimento de uma determinada

plataforma veicular envolve a análise de diversos aspectos que vão desde o estágio das

pesquisas em centros de referência e chegando até as questões sensíveis de interesse

nacional. A indústria automobilística, a partir da premência das questões ambientais

vive um momento decisivo em direção a mudanças significativas e estruturais

relacionadas ao automóvel. Muitas alternativas foram apresentadas tanto pela

indústria quanto por centros tecnológicos espalhados pelo mundo. Hidrogênio, célula

combustível, biogás, híbridos (veículos movidos por um motor de combustão interna

acoplado a um motor elétrico) ou elétricos, entre outros, constituem alternativas que

apresentam, cada uma delas, vantagens e desvantagens em relação ao tradicional

motor à combustão interna.

São precisamente essas múltiplas alternativas que impedem que a indústria

automobilística aja mais rapidamente em relação ao desenvolvimento de novas

plataformas. Uma decisão equivocada, a escolha de uma especificação que não

corresponda ao padrão futuro da indústria e do setor de transporte, levará

inevitavelmente uma montadora à falência, dado que os investimentos necessários às

alterações nas linhas de produção são vultosos. Ou seja, os riscos são elevados.

Em uma visão de longo prazo, pode-se antecipar como será o futuro da

mobilidade, no qual certamente os veículos elétricos farão parte. Entretanto, não se

26


tem certeza de como será o caminho em direção a este cenário. Sabe-se que haverá

uma transição antes da consolidação do veículo elétrico e hoje, na indústria

automobilística, ainda não há consenso sobre as bases tecnológicas dessa transição.

O que move a mudança nesse setor é, sem dúvida, a questão ambiental, tanto no

âmbito local quanto no âmbito global. Atualmente, vários efeitos indesejáveis à

sociedade resultam do aumento da frota global de veículos: 1) aumento do consumo

de combustíveis fósseis; 2) aumento das emissões de gases de efeito estufa; 3)

aumento dos congestionamentos nos centros urbanos, além do aumento no número

de quilômetros rodados por veículo. Por isso, é necessário que se promovam medidas

capazes de mudar, no setor de transporte, os combustíveis utilizados, as plataformas

veiculares e os sistemas de transporte disponíveis. Somente a atuação conjunta desses

instrumentos logrará combater os efeitos das mudanças climáticas.

No caso brasileiro, a utilização de biocombustíveis em veículos flex-fuel já

contribui significativamente para a redução das emissões de GEE. Além disso, de

acordo com as informações da indústria automobilística, o custo adicional da

conversão de uma plataforma convencional movida à gasolina para uma plataforma

flexível é da ordem de 100 a 200 dólares por veículo. Ou seja, trata-se da forma mais

competitiva e sustentável para se promover a redução das emissões no setor de

transporte. Isto pode ser considerado um dos principais entraves ao desenvolvimento

do mercado de veículos elétricos hoje. O custo do desenvolvimento de um veículo

elétrico encarece o produto e o torna acessível praticamente apenas para

consumidores de alta renda em países ricos. Além do custo, outros fatores limitantes

incluem: peso, custo e vida útil das baterias; estabelecimento de um padrão para essas

baterias, de modo a viabilizar maior autonomia do veículo.

A indústria automobilística tende a investir hoje em uma plataforma de

transição: os veículos híbridos. Há um enorme potencial para o desenvolvimento dos

híbridos. O Brasil pode, sem dúvida, contribuir para o desenvolvimento de um veículo

híbrido flex. Ou seja, deve-se investir em tecnologias capazes de assegurar que os

motores a combustão dos veículos híbridos sejam capazes de utilizar biocombustíveis,

o que contribuirá para reduzir ainda mais as emissões de GEE.

O Brasil já desenvolve pesquisas com o carro elétrico. Estes veículos não podem

ser considerados capazes de competir plenamente com os veículos convencionais,

27


principalmente por sua menor autonomia e pelo tempo de recarga. Entretanto, podem

ser utilizados em aplicações específicas, nas quais essas desvantagens não

representam ônus significativo, como, por exemplo, veículos comerciais que requerem

deslocamentos de baixa distância em horário comercial, permitindo que à noite sejam

recarregados. O Brasil deve buscar o desenvolvimento do carro elétrico porque se trata

de tecnologia estratégica para a manutenção do parque industrial automotivo do País

no longo prazo. Entretanto, considera-se fundamental que se estabeleçam critérios

equânimes para o desenvolvimento de novas plataformas veiculares, híbridas ou

elétricas.

A existência de um sistema “Smart Grid” é uma das condições necessárias à

implantação da Geração Distribuída em caráter universal e extensivo, o qual possibilita

que qualquer consumidor torne-se um produtor e entregue energia ao Sistema

Elétrico.

No entanto, existem barreiras à implantação de um Sistema de Geração

Distribuída, tanto do ponto de vista regulatório quanto do ponto de vista técnico, tais

como:

Custo relativamente elevado dos pequenos e dos microgeradores elétricos – As

limitações de eficiência devido ao tamanho (geradores a combustão) ou o

pequeno fator de carga correspondente a Fontes Intermitentes (Solar

fotovoltaica e Eólica) implicam em um custo por MW instalado bastante

superior ao observado em grandes centrais;

Dificuldades para garantia das condições de estabilidade do Sistema Elétrico e

do correto funcionamento dos sistemas de proteção, devido ao elevado

número de componentes instalados na rede. Dificulta-se a análise de

estabilidade e o projeto dos sistemas de proteção – ocorre um aumento na

probabilidade de ocorrência de eventos em cascata;

Dificuldades para a garantia das condições de segurança para a manutenção da

rede, visto que existem múltiplos geradores conectados: novas metodologias

de segurança deverão ser desenvolvidas para se seccionar e isolar trechos da

rede.

Qualidade da Energia entregue à rede. Face ao uso de conversores DC-AC e AC-

AC do estado sólido (eletrônica de potência), existe uma propensão natural à

28


injeção de harmônicos e à criação/propagação de transientes elétricos

potencialmente danosos à rede e aos seus usuários;

Dificuldades para o Planejamento do Setor Elétrico: ferramentas de simulação e

planejamento da expansão do Setor Elétrico deverão ser aperfeiçoadas de

modo a integrar em seus estudos o impacto de um elevadíssimo número de

pequenos geradores próximos aos centros de carga.

A inserção da Geração Distribuída no Sistema Elétrico modifica a curva de carga

solicitada às grandes centrais, bem como favorece a adoção de fontes renováveis

alternativas. Cumpre destacar que o custo dessas instalações é competitivo com o

custo de pequenos geradores a combustão interna. A logística de operação, mais

simples por não necessitar de insumos (combustível), também favorece a adoção de

fontes renováveis, em especial a Solar Fotovoltaica.

Ao atender as cargas no próprio ponto de consumo, a Geração Distribuída

modifica a curva de carga a ser atendida pelas grandes centrais, reduzindo a demanda

média atendida por estas unidades. Esta característica permite um melhor manejo dos

reservatórios das Hidrelétricas, o que possibilita reduzir a participação das fontes

termelétricas e das perdas técnicas, pois a Geração Distribuída tende a reduzir o

carregamento das Linhas de Transmissão e Distribuição.

O cenarista deverá indicar os combustíveis utilizados por cada uma das centrais do

parque gerador e dos projetos propostos.

29


7. INDICADORES DE AVALIAÇÃO PROPOSTOS

7.1. Diversidade Energética

Estabelece o grau de diversidade que apresenta uma matriz de geração de energia

elétrica por fonte de energia (combustível). Como método foi utilizado a Equação 2:

𝑫𝑬 = ∑ 𝒑𝒊 ∙ 𝒍𝒏(𝒑𝒊)𝟏𝟒𝒊=𝟏 (02)

Onde:

i é o índice de fontes de energia (de 1 a 14 fontes);

pi é a porção da fonte de energia i na oferta total de energia elétrica para o ano

de 2050.

De acordo com a metodologia descrita, uma maior diversidade é obtida com

quinze fontes de energia: 1-Hidro, 2-Gas Natural, 3-Óleo Diesel, 4-Carvão Mineral, 5-

Nuclear, 6-Gas industrial, 7-Biodiesel, 8-Solar, 9-Oceanica, 10-Eólico, 11-Geotérmico, 12-

Biomasa, 13-Biogas, 14-Residuos Urbanos).

7.2. Emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE)

Estabelece o total de emissões de GEE considerando Dióxido de Carbono (CO2),

metano (CH4) e óxido nitroso (N2O).

𝑮𝑬𝑰 = ∑ (𝑪𝑶𝟐𝒋 + 𝑪𝑯𝟒𝒋 + 𝑵𝟐𝑶𝒋)

𝟐𝟎𝟓𝟎

(03)

Onde:

CO2j = toneladas equivalentes de CO2 correspondentes ao CO2 para o ano 2050;

CH4j= toneladas equivalentes de CO2 correspondentes ao CH4 para o ano 2050;

N2Oj = toneladas equivalentes de CO2 correspondentes ao N2O para o ano 2050;

i é o índice de fontes de energia (de 1 a 14 fontes).

30


Todos os componentes devem ser expressos em toneladas de CO2 equivalentes

Para a tonelada equivalente de CO2 equivalente devem ser considerados os fatores

de ponderação definidos pelo IPCC. (CO2 = 1; MH4 = 25, N2O = 298).

7.3. Custos

Para calcular o custo médio são considerados os custos de investimentos e de

operação e manutenção (O&M), os custos dos combustíveis, os custos importação da

eletricidade e os custos tributários associados.

𝑪𝑴𝒆 =

∑ (𝑶𝒑𝒆𝒙𝒋 + 𝑪𝒂𝒑𝒆𝒙𝒋)𝟐𝟎𝟓𝟎𝒋=𝟐𝟎𝟏𝟑

(𝟏 + 𝒓)𝒋⁄

∑ 𝑫𝒋𝟐𝟎𝟓𝟎𝒋=𝟐𝟎𝟏𝟑

(𝟏 + 𝒓)𝒋⁄

(04)

Onde:

𝑶𝒑𝒆𝒙𝒋 = os custos de operações totais (O&M, combustível e importação de

energia elétrica) correspondentes ao ano j;

𝑪𝒂𝒑𝒆𝒙𝒋 = custos de investimentos em novas centrais em forma de anualidade e

com custo dos impostos correspondentes ao ano j

𝑫𝒋= demanda de energia elétrica correspondente ao ano j

𝒓 = taxa de desconto

Para efeito de cálculo do investimento anual em novas instalações deve ser

considerado os prazos de amortização, taxas de desconto e impostos de acordo com a

Tabela 15.

Tabela 15 – Premissas econômicas adotadas

Taxas

Prazo de amortização 20 anos Taxa de desconto 9 % Imposto sobre Lucro 3,08% Imposto sobre a venda

PIS/COFINS 3,65% ICMS 0% ISS 2% TFSEE 0%

31


7.4. Intensidade Energética

A intensidade energética é a medida da eficiência energética associada à

economia de um determinado país. É calculada pelo valor global da energia consumida

nesse país a dividir pelo seu produto interno bruto e pode ser representada, por

exemplo, em megajoules por dólar. Assim, uma intensidade energética elevada reflete

um alto custo de conversão de energia em produção, enquanto que uma intensidade

energética reduzida reflete por seu lado um baixo custo de conversão de energia em

produção.

Este indicador tridimensional é composto por uma combinação de indicadores

dentre eles a intensidade energética (E/PIB), Energia primaria por habitante (E/h) e

renda percapita (PIB/h). Com esta combinação de indicadores é possível avaliar a

evolução do consumo de energia do país considerando a influência da intensidade

energética, seu processo de crescimento econômico e a evolução do consumo per

capita.

𝑬

𝑷𝑰𝑩=

𝑬

𝑯 ÷

𝑷𝑰𝑩

𝑯 (05)

Onde:

E – Consumo Total de Energia no ano 2050

H – População Total no ano 2050

PIB – Produto Interno Bruto no ano 2050

7.5. Impactos associados à área ocupada

O indicador de avaliação de uso do solo visa verificar a área ocupada por cada

tipo de fonte, sendo o Indicador por fonte, dado por:

𝑼𝑺𝒊 = ∑ (∑ (

𝑨𝑷 . 𝑷)𝟏𝟒

𝒊

∑ (𝑷)𝟏𝟒𝒊

)

𝟐𝟎𝟓𝟎

𝒋=𝟐𝟎𝟏𝟑

(06)

32


Onde:

A/P é a área ocupada pela fonte por potência instalada, em km2/MW

P é a potência instalada, em MW

j é o indicador do ano

i é o indicador da fonte

Para cada opção tecnológica será adotado os valores de área ocupada por

potência instalada de acordo com a Tabela 16.

Tabela 16 – Área ocupada por potência instalada

Tecnologia A/P (Km2/MW)

Central Geradora Hidrelétrica 0.07

Pequena Central Hidrelétrica 0.13

Usina Hidrelétrica 0.05

Central Geradora Eólica 0.12

Central Geradora Solar Fotovoltaica 66.00

Usina Termelétrica Gás Natural 0.20

Usina Termelétrica Biomassa 0.20

Usina Termelétrica Óleo 0.23

Usina Termelétrica Carvão 0.20

Usina Termelétrica Gás Industrial 0.20

Usina Termonuclear 0.01

Biomassa Combustão Tipo 1 0.02

Biomassa Combustão Tipo 2 0.02

Biomassa Incineração Tipo 1 0.02

Biomassa Incineração Tipo 2 0.02

Biomassa Gaseficação Tipo 1 0.02

Biomassa Gaseficação Tipo 2 0.02

Biomassa Digestão Tipo 1 0.02




Geotermica Tipo 1 0.02




Hidrelétrica (UHE) Tipo 1 - fio d'agua 0.02

Hidrelétrica (UHE) Tipo 2 - fio d'agua 0.02

Hidrelétrica (UHE) Tipo 3 - reservatório 0.02

Hidrelétrica (UHE) Tipo 4 - reservatório 0.02

Hidrelétrica (PCH e CGH) Tipo 1 0.13

Hidrelétrica (PCH e CGH) Tipo 2 0.13

Oceânica Tipo 1 0.13

33


Tecnologia A/P (Km2/MW)

Oceânica Tipo 2 0.13

Solar PV Usinas - Tipo 1 0.02



Solar CSP 0.05

Solar CSP 0.05

Eólica Onshore Tipo 1 0.12

Eólica Onshore Tipo 2 0.12

Eólica Offshore Tipo 1 0.01

Eólica Offshore Tipo 2 0.01

Eólica pequena escala Tipo 1 0.01

Eólica pequena escala Tipo 2 0.01

Térmica Carvão - Convencional 0.01

Térmica Carvão - IGCC 0.01

Térmica Nuclear 0.01

Térmica Gas - Ciclo Combinado 0.20

Térmica Gas - Ciclo Aberto 0.20

Térmica Oleo 0.23

Térmica Diesel 0.23

Solar PV Telhados - Residencial 1.00

Solar PV Telhados - Comercial 1.00

Solar PV Telhados - Industrial 1.00

Cogeraçao Tipo 1 0.01



7.6. Índice Global

Este multi indicador resume os indicadores descritos acima, podendo graficamente

ser representado por um pentágono (cinco indicadores), sendo matematicamente:

𝑰𝑮 =Á𝒓𝒆𝒂 𝑰𝒏𝒅𝒊𝒄𝒂𝒅𝒐𝒓𝒆𝒔

Á𝒓𝒆𝒂 𝑻𝒐𝒕𝒂𝒍 𝒅𝒐 𝑷𝒆𝒏𝒕𝒂𝒈𝒐𝒏𝒐 (07)

metodologia para elaboraÇÃo e validaÇÃo...

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