DESTAQUES DO NOVO PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERGIA 2019 PDE Mauricio T. Tolmasquim Presidente Empresa de Pesquisa Energética - EPE

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1 DESTAQUES DO NOVO PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE ENERGIA 2019 PDE 2019 Mauricio T. Tolmasquim Presidente Empresa de Pesquisa Energética - EPE

2 DEMANDA DE ENERGIA

3 POPULAÇÃO E DOMICÍLIOS 10 6 habitantes ,5 192,4 200,2 206,6 3,5 3,0 2,5 % ao ano ,6 147,8 2, ,1 1, ,9 71,0 Taxa de crescimento da população (%) 1,0 0, ,0 POPULAÇÃO 10 6 habitantes ,4 14, ,6 POPULAÇÃO DO CHILE 16,3 milhões (2007) POPULAÇÃO DA BAHIA 14,4 milhões (2007) Habitante/Domicílio ,2-0, ,8

4 CENÁRIO DE CRESCIMENTO ECONÔMICO PRODUTO INTERNO BRUTO - PIB (% ao ano),,,,,,,,, PIB Brasil ,5 % ao ano, Brasil, Mundo,,

5 INDÚSTRIAS ENERGO-INTENSIVAS: EXPANSÃO ³ t Setor 2009 (*) 2019 Produção Capacidade Produção Capacidade Produção (% ao ano) Alumínio ,7% Alumina ,8% Bauxita ,5% Siderurgia (aço bruto) ,0% Pelotização ,2% Ferroligas ,0% Cobre ,1% Soda-Cloro (soda) ,0% Petroquímica (eteno) ,2% Celulose ,9% Pasta mecânica ,2% Papel ,5% Cimento ,6% (*) Estimativa preliminar.

6 GRANDES CARGAS INDUSTRIAIS CONSUMO DE ELETRICIDADE NA REDE TWh Alumínio 28% Siderurgia (aço bruto) 143% Ferroligas 134% Celulose, Papel e Pastas 48% Cimento Soda-Cloro (soda) Alumina Petroquímica (eteno) Pelotização Cobre Bauxita 89% 128% 53% 145% 287% 103% 89% Variação acumulada (*) Estimativa preliminar.

7 CONSUMO FINAL ENERGÉTICO, POR SETOR 228 5,4% a.a tep 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 37,4% 40,1% 30,6% 29,7% 1,7% 4,5% 3,0% 1,6% 3,2% 10,8% 8,6% 12,0% 12,6% INDUSTRIAL TRANSPORTES AGROPECUÁRIO PÚBLICO COMERCIAL RESIDENCIAL SETOR ENERGÉTICO

8 CONSUMO DE ELETRICIDADE NA REDE CONSUMO POR CLASSE (TWh) Classe Variação (% ao ano) Residencial 100,3 105,5 156,5 5,3 4,5 Industrial 166,5 182,3 274,8 9,5 4,7 Comercial 65,0 69,2 118,4 6,6 6,1 Outras 56,3 58,8 83,3 4,4 4,0 Total 388,0 415,9 633,0 7,2 4,8

9 CONSUMO RESIDENCIAL POR CONSUMIDOR (kwh/mês) 200 kwh/mês Crescimento médio anual no período Nº Consumidores Residenciais 2,5% 100 Consumo por consumidor 2,0% Consumo residencial 4,6%

10 AUTOPRODUÇÃO DE ELETRICIDADE Outros (açúcar e álcool, alimentos e bebidas, etc) Grandes consumidores TWh 80 8,2% a.a 79, , ,0 17,3 45,6 18, * 2019 * Para o ano de 2009, valores estimados preliminares.

11 ENERGIA TOTAL GANHOS DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA POR SETOR Ganhos de eficiência Ganhos por setor (%) mil tep Total Transportes 4,3% 4,6% Industrial 4,2% Comercial Residencial Outros 3,5% 3,7% 4,1% Participação dos setores no total conservado 260 mil bbl/dia Residencial 4% Transportes 41% Comercial 3% Industrial 50% Outros 2%

12 ENERGIA TOTAL NA INDÚSTRIA GANHOS DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA POR SEGMENTO INDUSTRIAL mil tep Ganhos de eficiência TOTAL Outras Papel e Celulose Têxtil Alimentos e Bebidas Química Não Ferrosos Ferro-Ligas Ferro-Gusa e Aço Cimento Cerâmica Mineração Ganhos por segmento (%) 4,2% 4,9% 2,9% 3,1% 4,4% 2,8% 2,1% 3,4% 4,2% 4,5% 7,7% 9,5% Participação dos segmentos no total conservado Mineração 4% Cerâmica 9% Não inclui cogeração Papel e Celulose 14% Outras 15% Cimento 4% 128 mil bbl/dia Têxtil 1% Ferro-Gusa e Aço 21% 33 milhões de t CO 2 evitadas Alimentos e Bebidas 17% Química 9% Não Ferrosos 5% Ferro-Ligas 1%

13 EFICIÊNCIA ELÉTRICA ,5 1,4 2,3 4,6 2,2 3,2% da demanda final de eletricidade 23,3 3,0 5,1 9,2 6, TWh Equivalente a uma UHE de MW Residencial Industrial Comercial Outros

14 CONSUMO DE ELETRICIDADE COMPARAÇÃO ENTRE PAÍSES CONSUMO PER CAPITA DE ELETRICIDADE VERSUS PIB PER CAPITA Portuga l Brasil 2019 Espanha Gréci a Itália Fra nça Alemanha Reino Unido kwh/hab Brasil 2009 Chile Argenti na US$ [2000]/hab Nota: valores relativos ao ano de 2007 para os países selecionados. PIB em US$ [2000].

15 OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

16 CRITÉRIO DE AJUSTE Critérios estabelecidos pelo CNPE: CMO=CME e riscos <= 5% CME = R$ 113/MWh, com base nos preços médios dos leilões de energia nova de 2008 e dos leilões de projetos estruturantes (Santo Antônio e Jirau) Priorização dos empreendimentos: Fontes renováveis de geração de energia elétrica (hidrelétrica, biomassa e eólica) Usinas com prazo de desenvolvimento e viabilidade socioambiental compatível com os próximos leilões

17 PREMISSAS E DIRETRIZES Custo do Déficit de R$ /MWh (Nota Técnica EPE 030/2009). Taxa de desconto de 8% a.a. Interligação dos Sistemas Isolados: Acre/Rondônia em novembro de 2009 (EM OPERAÇÃO) Macapá/Manaus em novembro de 2011(EM CONSTRUÇÃO) Manaus/Boa Vista, integração de Roraima ao SIN (EM ESTUDO)

18 CARGA DE ENERGIA ELÉTRICA MERCADO MÉDIO ANUAL (MWmed) SE/CO S NE N Mercado Médio Anual (MWmed) AC/ RO Manaus / AP SIN Crescimento % e MWmed ,8% ,7% ,5% ,1% ,5% ,4% ,7% ,5% ,5% ,1% ,1% 3333 Crescimento médio = 5,1% 3333

19 EXPANSÃO DAS FONTES ALTERNATIVAS EM ACRÉSCIMO DE POTÊNCIA INSTALADA Expansão de Contratada Fontes Alternativas + Planejada (SIN) MW Biomassa 5,4 GW 37% FONTE: EPE. PCH 3,9 GW 27% Eólica 5,3 GW 36% 5000 Expansão Contratada Expansão Planejada

20 EXPANSÃO TERMELÉTRICA FÓSSIL EM ACRÉSCIMO DE POTÊNCIA INSTALADA MW MW Expansão Contratada 4742 Expansão Planejada GÁS NATURAL CARVÃO MINERAL ÓLEO COMBUSTÍVEL ÓLEO DIESEL 174 GÁS DE PROCESSO 490

21 EXPANSÃO HIDRELÉTRICA EM ACRÉSCIMO DE POTÊNCIA INSTALADA MW Acréscimo de Potência Instalada - Hidrelétrica (MW W) Planejada Contratada TOTAL Fonte: FONTE: EPE (PDE EPE. 2019), incorporando Belo Monte à capacidade contratada. TOTAL MW MW MW OBS: Projetos hidrelétricos de grande porte (ex.: Jirau, Santo Antônio e outros), motorizam por vários anos.

22 PROJETOS A SEREM VIABILIZADOS POR REGIÃO 2015 Total UHE Santo Antônio Jari * 300 UHE Teles Pires UHE Colíder 300 UHE São Manoel 746 UHE Foz do Apiacás 275 POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS MW 2015 Total 430 UHE Cachoeira 63 UHE Castelhano 64 UHE Estreito 56 UHE Uruçui 134 UHE Ribeiro Gonçalves 113 UHE Sinop UHE Ferreira Gomes 153 UHE São Luiz do Tapajós Total 443 UHE Bau I * 110 UHE Couto Magalhães * 150 Total 357 UHE Tijuco Alto * UHE Toricoejo 76 UHE Davinópolis UHE Garibaldi 175 UHE Salto Grande Chopim 53 (*) Projetos já concedidos.

23 PROJETOS A SEREM VIABILIZADOS POR REGIÃO 2018 Total UHE Marabá UHE Serra Quebrada POTÊNCIA TOTAL DOS EMPREENDIMENTOS MW TOTAL MW UHE Jatobá UHE Jardim do Ouro UHE Cachoeira dos Patos 528 UHE Jamanxim 881 UHE Cachoeira do Caí Total UHE São Miguel Total UHE Pai Querê * 292 UHE São Roque UHE Mirador 80 UHE Água Limpa 320 UHE Torixoréu UHE Itapiranga 725 UHE Telêmaco Borba UHE Barra do Pomba 80 UHE Traira II UHE São João * 62 UHE Cachoeirinha * 45 (*) Projetos já concedidos.

24 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE DE ARMAZENAMENTO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN SE/CO S NE N GWmed (11%) Capacidade de Armazenamento do SIN (GWmed) FONTE: EPE. 6 Relação entre a Energia Armazenável Máxima e a Carga de Energia 5 EARM / Carga FONTE: EPE

25 GERAÇÃO HIDROTÉRMICA ESPERADA (2000 CENÁRIOS) 70 Geração Esperada por TIpo de Fonte (GWm med) FONTE: EPE Óleo Combustível Óleo Diesel Carvão Mineral Gás Natural Urânio Gás Proc./ Vapor PCH/EOL/PCT Hidráulica

26 GERAÇÃO TERMELÉTRICA ESPERADA (2000 CENÁRIOS) Ger ração Térmica Média por Fonte (GWmed) FONTE: EPE. (a) Urânio Gás de Processo Gás Natural Óleo Combustível Óleo Diesel Carvão Mineral (a) Geração verificada, conforme publicado no relatório Dados Relevantes ONS Fator de Capacidade no final do horizonte Urânio 86% Gás de Processo 85% Gás Natural 27% Óleo Combustível 8% Óleo Diesel 1% Carvão Mineral 50% TOTAL 5%

27 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN Potência Instalada Total (M MW) SUDESTE / CO SUL NORDESTE NORTE SIN dez/ (60%) (16%) (14%) (10%) dez/ (46%) (14%) (16%) (24%) (MW) (%) 25% 43% 81% 277% 61% FONTE: Fonte: EPE EPE. (PDE 2019) OBS.: Considerada a importação de Itaipu proveniente da potência contratada do Paraguai.

28 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN Potência Instalada (MW) % UTE UHE FONTES ALTERNATIVAS NUCLEAR FONTE: EPE. Os aproveitamentos Belo Monte, Santo Antônio e Jirau, juntos, serão responsáveis por cerca de 10% da capacidade instalada do SIN em Ao se incluir os empreendimentos dos rios Teles Pires, Tapajós e Jamanxim, a participação de todas essas usinas fica em torno de 15% do total.

29 EXPANSÃO DA CAPACIDADE EM ACRÉSCIMO DE POTÊNCIA INSTALADA POR TIPO DE FONTE Expansão Contratada MW Expansão Planejada MW MW FONTES ALTERNATIVAS URÂNIO 1405 FONTES FÓSSEIS HIDRO ,1% 2,2% 19,2% 55,5%, incorporando Belo Monte à capacidade contratada.

30 EVOLUÇÃO DO FATOR DE PARTICIPAÇÃO DAS FONTES DE GERAÇÃO Participação das Fontes (% Potência Instalada) FONTE: EPE. 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% FONTES RENOVÁVEIS NUCLEAR UTE

31 ANÁLISE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO 5,0 Risco de Déficit (%) 4,0 3,0 2,0 1,0 0, SE/CO 2,5 2,3 2,3 2,0 1,7 1,1 0,8 1,6 2,4 2,2 S 3,0 2,7 4,1 1,8 1,7 1,9 3,0 2,0 2,0 3,4 NE 3,9 0,9 0,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,5 0,9 N 2,2 1,3 0,9 0,7 1,0 0,8 0,5 0,9 1,3 1,1 Risco Máx 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 Fonte: FONTE: EPE EPE. (PDE 2019)

32 CUSTOS MARGINAIS DE OPERAÇÃO 120 SUDESTE/CO SUL NORDESTE NORTE CMO (R$/MWh) SUDESTE/CO SUL NORDESTE NORTE ITAIPU AC/RO MANAUS/AP B. MONTE T. PIRES/TAPAJÓS CME FONTE: Fonte: EPE. (PDE 2019)

33 BALANÇO ESTÁTICO DE GARANTIA FÍSICA CONSIDERA A ENERGIA CONTRATADA NOS LEILÕES DE RESERVA Balanço Estáti ico de GF do SIN com Energi ia de Reserva (M MWmed) BALANÇO % 6,3% 9,4% 7,3% 10,1% 8,4% 8,5% 9,1% 8,8% 7,1% 7,7% BALANÇO RESERVA OFERTA CARGA FONTE: EPE. Os saldos positivos do balanço estático de GF, entre 6% e 10% da carga, indicam que o cenário de oferta considerado se mostra suficiente para suprir a demanda esperada.

34 BALANÇO ESTÁTICO DE GARANTIA FÍSICA DESCONSIDERA A ENERGIA CONTRATADA NOS LEILÕES DE RESERVA Balanço Estático de GF do SIN sem Energia de Reserva (MWme ed) FONTE: EPE BALANÇO % 5,2% 8,1% 4,8% 7,8% 6,1% 5,3% 5,5% 5,3% 3,8% 4,4% BALANÇO OFERTA CARGA

35 ÍNDICE DE SUSTENTABILIDADE SOCIOAMBIENTAL 33 Hidrelétricas Planejadas

36 OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

37 AMPLIAÇÃO DAS INTERLIGAÇÕES, INCLUINDO TUCURUÍ-MACAPÁ-MANAUS INTEGRAÇÃO DAS USINAS DE BELO MONTE, TELES PIRES E TAPAJÓS B.Monte Xingú S.Antônio Jirau São Luís do Tapajós Teles Pires 500 km Cuiabá Araraquara Atibaia N.Iguaçu

38 AMPLIAÇÃO DAS INTERLIGAÇÕES INTEGRAÇÃO DE CHE BELO MONTE E OUTRAS DO NORTE 4 alternativas 9 alternativas

39 AMPLIAÇÃO DAS INTERLIGAÇÕES INTEGRAÇÃO DAS USINAS DO TELES PIRES E TAPAJÓS S.Antônio Jauru MW TAPAJÓS TELES PIRES MW ~2000Km 500 km Cuiabá

40 EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO EVOLUÇÃO FÍSICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN SIN - Linhas de transmissão (km) Evolução Prevista de LTs, em km, por nível de tensão Tensão 750 kv ±600 kv 500 kv 440 kv 345 kv 230 kv Existente em Evolução Estimativa em Total instalado em Total previsto em km km

41 EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO EVOLUÇÃO FÍSICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL (SIN) SIN - Transformação (MVA) Evolução Prevista de Transformadores ( * ), em MVA, por nível de tensão Tensão 750 kv 500 kv 440 kv 345 kv 230 kv Existente em Evolução Estimativa em Total existente em Total previsto para MVA MVA (*) Inclui os transformadores de fronteira.

42 PRINCIPAIS EMPREENDIMENTOS RECOMENDADOS PARA LEILÃO 1º SEMESTRE LINHAS DE TRANSMISSÃO Operação em 2012 REGIÃO LINHA DE TRANSMISSÃO EXTENSÃO NORTE LT 230 kv Miranda Encruzo Novo, CS LT 230 kv Integradora Sossego Xinguara, CS 240 km 70 km NORDESTE LT 230 kv Seccionamento Rio Largo Penedo Arapiraca, CD 46 km SUDESTE LT 500 kv Araraquara Taubaté, CS 352 km SUL LT 230 kv Monte Claro Garibaldi, CS 33 km TOTAL 741 km

43 PRINCIPAIS EMPREENDIMENTOS RECOMENDADOS PARA OS PRÓXIMOS LEILÕES - LINHAS DE TRANSMISSÃO REGIÃO LINHA DE TRANSMISSÃO EXTENSÃO ENERGIZAÇÃO LT 230 kv Itacaiúnas Carajás C3 108 km 2012 LT 500 kv Itacaiúnas Integradora Sossego CD 160 km 2015 LT Utinga - Castanhal 230 kv 69 km 2016 NORTE LT Porto Franco Imperatriz 230 kv 110 km 2016 LT Vila do Conde - Guamá 230 Kv 49 km 2018 LT P. Dutra Açailândia C2 500 kv 416 km em reavaliação LT P. Dutra Miranda C3 500 kv 195 km em reavaliação LT Transamazônica Tapajós 230 kv (Calha Norte) 210 km em reavaliação LT Banabuiú Mossoró C2 230 Kv 177 km 2011 NORDESTE LT Pau Ferro Goianinha C1 230 kv 43km 2011 LT Luiz Gonzaga Pau Ferro 500 kv 390 km 2012 LT Ribeiro Gonçalves Balsas C2 230 kv 90 km 2016 LT Rib. Gonçalves Eliseu Martins C2 230 kv 180 km 2016

44 PRINCIPAIS EMPREENDIMENTOS RECOMENDADOS PARA OS PRÓXIMOS LEILÕES - LINHAS DE TRANSMISSÃO REGIÃO LINHA DE TRANSMISSÃO EXTENSÃO ENERGIZAÇÃO LT Taubaté São José 500 kv 231 km 2013 SUDESTE LT Araraquara Campinas 500 kv C2 223 km 2014 LT Estreito Fernão Dias 500 kv C1 e C2 330 km 2015 LT Estreito N.Iguaçu 500 kv CD ( c/ SE Interm ) 560 km 2015 CENTRO-OESTE LT Xavantes Pirineus 230 kv 40 km 2013 LT Rio Verde Norte Itumbiara 500 kv CS km 2015 LT Cascavel Oeste Umuarama 230 kv 143 km 2011 LT Curitiba Uberaba 230 kv 37 km 2011 LT Corumbá - Anastácio 230 kv 295 km 2013 SUL LT Rio Brilhante ICG Porto Primavera 230 kv 140km 2013 LT Umuarama - Guaíra 230 kv 100 km 2013 LT Campo Bom - Taquara 230 kv 29km 2013 LT Candiota - CTSUL 500kV + LT CTSUL Nova Santa Rita 500kV 336 km 2014 LT PAlegre 8 - PAlegre kv 15 km 2015 LT PAlegre 12 - PAlegre kv 12 km 2015

45 ÍNDICE DE SUSTENTABILIDADE SOCIOAMBIENTAL 112 Linhas de Transmissão Planejadas

46 OFERTA DE COMBUSTÍVEIS PETRÓLEO E GÁS NATURAL ETANOL

47 PREVISÃO DA PRODUÇÃO ANUAL DE PETRÓLEO 6 5 RND CONTINGENTE 5,1 MILHÕES DE BARRIS/DIA ,2 RESERVAS ANO O crescimento da produção de petróleo previsto para o período 2009 / 2019 é de aproximadamente 155 % (de 2,0 MM bpd para 5,1 MM bpd)

48 PREVISÃO DA OFERTA POTENCIAL ANUAL DE GÁS NATURAL 200,0 160,0 Malha Integrada (exclui Região Norte) MMm³/d Milhões de m³/dia 120,0 80, MMm³/d 46 MMm³/d 25 MMm³/d 40,0 49 MMm³/d 45 MMm³/d Anos Descobertos Contingentes Recursos Não-Descobertos Importação Gasoduto Importação GNL O crescimento da oferta de gás natural previsto para o período 2010 / 2019 é de aproximadamente 67% (de 100 MMm³/d para 167 MMm³/d) O crescimento da oferta nacional de gás natural previsto para o período 2010 / 2019 é de aprox. 137% (de 49 MMm³/d para 116 MMm³/d)

49 PREVISÃO DO BALANÇO DE GÁS NATURAL Malha Integrada (exclui Região Norte) 55 MMm³/d mil m 3 /dia 7 MMm³/d 50 MMm³/d MMm³/d 100 MMm³/d Anos Térmicas Bicombustível Térmicas Gás Demanda termelétrica média Demanda Não-Termelétrica Oferta Total O crescimento da demanda média de gás natural previsto para o período 2010 / 2019 é de aprox. 96% (de 57 MMm³/d para 112 MMm³/d)

50 EVOLUÇÃO DO PARQUE DE REFINO PREMIUM I (MA) AMPLIAÇÕES E NOVAS UNIDADES (DESTILAÇÃO, CONVERSÃO E TRATAMENTO) 2014/2016 PREMIUM II (CE) 2014/2016 RPCC (RN) 2011 RNEST (PE) 2012 CAPACIDADE NOMINAL DE REFINO EM 2019 (mil bpd) PARQUE DE REFINO ATUAL AMPLIAÇÕES (REPLAN 2010) 38 RPCC (2011) 30 RNEST (2012) 230 COMPERJ (RJ) 2013 COMPERJ (2013) 150 PREMIUM I (2014/2016) 600 PREMIUM II (2014/2016) 300 TOTAL 3.328

51 BALANÇO DE DERIVADOS GASOLINA mil bpd PRODUÇÃO DEMANDA GASOLINA (%) Produção (mil bpd) % Demanda (mil bpd) (65) -20% Saldo (mil bpd)

52 BALANÇO DE DERIVADOS DIESEL mil bpd DEMANDA PRODUÇÃO DIESEL (%) Produção (mil bpd) % Demanda (mil bpd) % Saldo (mil bpd) (55) 35

53 EXPORTAÇÃO LÍQUIDA DE DERIVADOS mil bp pd (100) (200) (300)

54 EXCEDENTE DE PETRÓLEO ,2 milhões bp pd 3 2 PRODUÇÃO DEMANDA

55 OFERTA DE COMBUSTÍVEIS PETRÓLEO E GÁS NATURAL ETANOL

56 PERFIL DA FROTA POR COMBUSTÍVEL PARA VEÍCULOS LEVES - CICLO OTTO

57 DEMANDA FINAL DE ENERGIA PARA VEÍCULOS LEVES - CICLO OTTO mil m³ gasolina equivalente Álcool Hidratado Gasolina A Álcool Anidro GNV Ciclo Otto Total: variação no período (2009/2019): 4,2% a.a.

58 PROJEÇÃO DA DEMANDA TOTAL DE ETANOL ,0 9,9 1,7 Bilhões de Litros ,4 27,5 3,3 36,5 52, , Demanda Interna Carburante Álcool Exportação Outros Usos

59 PROJEÇÃO DA DEMANDA TOTAL DE CANA-DE-AÇÚCAR 1200 Milhõe es de Toneladas Cana para o etanol Cana para o açúcar Projeções da demanda de etanol pela EPE e de açúcar pelo MAPA

60 CONSOLIDAÇÃO DOS RESULTADOS EMISSÕES DE GASES DE EFEITO ESTUFA INVESTIMENTOS OFERTA INTERNA DE ENERGIA

61 EMISSÕES DE GASES DE EFEITO ESTUFA MATRIZ CONSOLIDADA 674 MtCO 2 MtCO MtCO 2 EMISSÕES FUGITIVAS OUTROS RESIDENCIAL AGROPECUÁRIO SETOR ELÉTRICO SETOR ENERGÉTICO INDUSTRIAL TRANSPORTES

62 EMISSÕES DE GASES DE EFEITO ESTUFA PARTICIPAÇÃO SETORIAL NO TOTAL DE EMISSÕES EM TRÊS ANOS DO HORIZONTE DECENAL % 8% 6% 4% 6% 9% 9% 6% 7% 8% 3% 30% 5% 32% 4% 33% 4% 4% 41% 36% 38% SETOR ENERGÉTICO SETOR ELÉTRICO RESIDENCIAL COMERCIAL PÚBLICO AGROPECUÁRIO TRANSPORTES INDUSTRIAL EMISSÕES FUGITIVAS

63 EMISSÕES DE GASES DE EFEITO ESTUFA INTENSIDADE DE EMISSÕES 150,0 145,0 - kg.co2e / mil R$ Intensidade 140,0 135,0 130,0 125,0 120, , INTENSIDADE INTENSIDADE 2005

64 CONSOLIDAÇÃO DOS RESULTADOS EMISSÕES DE GASES DE EFEITO ESTUFA INVESTIMENTOS OFERTA INTERNA DE ENERGIA

65 SÍNTESE DOS INVESTIMENTOS R$ bilhões Período % Oferta de Energia Elétrica ,5% Geração ,4% Transmissão 39 4,1% Petróleo e Gás Natural ,6% Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural ,1% Oferta de Derivados de Petróleo ,9% Oferta de Gás Natural 15 1,6% Oferta de Biocombustíveis Líquidos 66 6,9% Etanol - Usinas de produção 58 6,1% Etanol - Infraestrutura dutoviária 7 0,8% Biodiesel - Usinas de produção 0,5 0,1% TOTAL ,0%

66 CONSOLIDAÇÃO DOS RESULTADOS EMISSÕES DE GASES DE EFEITO ESTUFA INVESTIMENTOS OFERTA INTERNA DE ENERGIA

67 OFERTA INTERNA DE ENERGIA Derivados da Cana-de- Açúcar 20,3% Outras Renováveis 3,2% 2010 Petróleo e Derivados 35,0% 2019 Lenha e Carvão Vegetal 10,8% Hidráulica 14,0% Urânio (U3O8) e Derivados 1,4% Carvão Mineral e Derivados 5,5% Gás Natural 9,8% Derivados da Cana-de- Açúcar 21,5% Outras Renováveis 3,7% Petróleo e Derivados 31,0% Lenha e Carvão Vegetal 9,9% Hidráulica 12,7% Urânio (U3O8) e Derivados 1,5% Carvão Mineral e Derivados 7,4% Gás Natural 12,2%

68 OFERTA INTERNA DE ENERGIA ENERGIA RENOVÁVEL VS NÃO RENOVÁVEL (%) Energia Renovável Energia Não Renovável % 52% % 52% % 59% 0% 20% 40% 60% 80% 100%

69 Ministério de Minas e Energia