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Plataforma Cenários Elétricos BRASIL 2013 – 2050
METODOLOGIA PARA ELABORAÇÃO E VALIDAÇÃO DOS CENÁRIOS ELÉTRICOS
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
Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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.
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Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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$) População (106 hab)
2013 2.239 201
2014 2.271 203
2015 2.317 204
2016 2.381 206
2017 2.444 208
2018 2.507 209
2019 2.571 211
2020 2.634 212
2021 2.700 213
2022 2.767 215
2023 2.836 216
2024 2.907 217
2025 2.980 218
2026 3.054 219
2027 3.131 220
2028 3.209 221
2029 3.289 222
2030 3.371 223
2031 3.456 224
2032 3.542 225
2033 3.631 225
2034 3.721 226
2035 3.814 227
2036 3.910 227
2037 4.008 228
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Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
Ano PIB
(109 US$) 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.
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Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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.
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Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
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Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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.
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Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
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Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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:
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Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
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Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
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Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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.
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Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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.
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Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
Solar PV Usinas - Tipo 2
50,0 100,0 17,00 2.000,0 1,5
Solar PV Usinas - Tipo 3
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
Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
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
Biomassa Digestão Tipo 2 0.02
Biomassa Digestão Tipo 3 0.02
Biomassa Digestão Tipo 4 0.02
Geotermica Tipo 1 0.02
Geotermica Tipo 2 0.02
Geotermica Tipo 3 0.02
Geotermica Tipo 4 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
Plataforma de Cenários Elétricos – Brasil 2013-2050
Tecnologia A/P (Km2/MW)
Oceânica Tipo 2 0.13
Solar PV Usinas - Tipo 1 0.02
Solar PV Usinas - Tipo 2 0.02
Solar PV Usinas - Tipo 3 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
Cogeraçao Tipo 2 0.01
Cogeraçao Tipo 3 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)