Fórum Brasileiro de Mudanças Climáticas

Fórum Brasileiro de Mudanças Climáticas 5ª Reunião da CT Energia Rio de Janeiro, 27 de julho de 2017 Título da Palestra Título do Evento

Resultado Esperado em 2017

Resultado Esperado em 2017 O FBMC entregará ao Presidente da República um documento de referência que proporá uma direção para a implementação da NDC brasileira. O documento focará em três tópicos principais: I Cardápio de opções II Trajetórias e nível de ótimo de implementação III Sucesso esperado e indicadores

Resultado Esperado em 2017 I Cardápio de opções: o que, quando e quem fazer Estudos técnicos com medidas de mitigação a serem adotadas; Possíveis barreiras e instrumentos para efetivação; Diferentes níveis de aceitação na sociedade; Alcance através de instrumentos diversos.

Resultado Esperado em 2017 I Cardápio de opções: o que, quando e quem fazer Ir além da abordagem de boas intenções e gerar compromissos/consensos/preferências em relação ao caminho a ser trilhado; Identificar os responsáveis pelas medidas; Gerar estratégia política que contemple prioridades, sequenciamento e plano de implementação socialmente legítimo

Resultado Esperado em 2017 I Cardápio de opções: o que, quando e quem fazer Na prática: Matriz estratégica para visualização das medidas recomendadas, com tipificação e indicação de responsabilidade para elas Exemplo:

Resultado Esperado em 2017 II Trajetórias e nível de ótimo de implementação: quanto fazer e como Gerar um ranking das atividades e sugerir possíveis combinações das diferentes medidas, considerando critérios como: - Total de mitigação estimado (tco 2 eq); - Razão Mitigação/Custo; - Razão Mitigação/Anos para seu efeito; - Razão Mitigação/Gastos públicos; - Nível de risco de insucesso.

Resultado Esperado em 2017 II Trajetórias e nível de ótimo de implementação: quanto fazer e como Na prática: Trabalho de ranking será feito em oficina facilitada; Mesa de trabalho: organizar diferentes combinações das medidas; Levantar prós, contras, incertezas, riscos, benefícios, lacunas de informação, entre outros; Definir cenários de implementação considerados plausíveis.

Resultado Esperado em 2017 III Sucesso esperado e indicadores: como mobilizar compromissos e monitorar sucesso Plano de ação preparatório para o período 2018 a 2020, com indicadores para avaliação da realização parcial, total ou não realização de atividades; Documento será colocado em pauta na esfera política e pode ter no FBMC um observatório de acompanhamento; Ações de curto prazo terão acompanhamento direto e uma estratégia de desenvolvimento de longo prazo; Indicadores de implementação da NDC deverão ser produzidos a partir da adoção de medidas pelo governo.

A NDC e o PDE 2026

Alternativas em análise Muita Hidro 1. UHE sem restrições Trajetórias Média Hidro Pouca Hidro 2. Percentuais NDC 3.1 Gás + Carvão SCeUC (Prioridade Gás) 3.2 Gás + Carvão SCeUC (Prioridade Carvão) 3.3 Nuclear + Biomassa 3.4 Sobrecapacidade de eólica e solar + CSP + Armazen. (baterias e reversíveis)

Cenário Socioeconômico: População e Domicílios Fonte: EPE 12

Cenário Socioeconômico: Evolução do PIB A economia brasileira deverá crescer, em média, cerca de 2,5% a.a. entre 2017-2026. Fonte: IBGE (dados históricos) e EPE (projeções).

Cenário Socioeconômico: Evolução do PIB Comparativo entre taxas consideradas no cenário NDC e no PDE 2026. 4,0% 4,1% 4,1% 4,1% 4,1% 4,1% 4,1% 3,8% 3,5% 3,0% 2,8% 2,8% 2,9% 3,0% 3,0% 3,0% 2,7% 2,1% 1,8% 0,5% 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 PDE 2026 NDC Fonte: IBGE (dados históricos) e EPE (projeções).

TWh Mercado de Eletricidade - Total (TWh) Autoprodução e eficiência elétrica contribuem para atendimento do consumo. Redução em 13% no mercado potencial projetado para 2025. 1.200 NDC PDE 1.000 800 600 400 200 Eficiência Elétrica Autoprodução Consumo Rede 367 23 344 527 52 475 877 68 95 714 766 52 84 630 0 2005 2014 2025 2025 Fonte: EPE 15

Consumo per capita de eletricidade (kwh/hab) NDC PDE 3.700 3.263 2.608 2.015 Fonte: EPE 2005 2014 2025 2025 Redução em 12% no consumo per capita projetado para 2025. 16

Capacidade Instalada em 2025: NDC x PDE Capacidade Instalada GW % GW % GW % GW % Hidro 71 77 96 72 127 61 111 58 Gás Natural 10 10 11 8 21 10 16 9 Carvão 1 2 3 2 4 2 4 2 Nuclear 2 2 2 2 3 2 2 1 Biomassa 3 4 11 8 21 10 16 9 Eólica 0 0 5 4 24 11 27 14 Solar (centralizada) 0 0 0 0 7 3 9 5 Outros 5 6 5 4 0 0 3 2 Total SIN 93 100 133 100 207 99 187 99 Geração Distribuída 2005 2014 2025 (NDC) 2025 (PDE) Biogás 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,2 0 Solar 0,0 0 0,0 0 1,9 1 2,5 1 Total (SIN + GD) 93 100 133 100 209 100 190 100 Fonte: EPE 17

Geração de Eletricidade em 2025: NDC x PDE Sistema Interligado Nacional TWh % TWh % TWh % TWh % Hidro 373 90 404 71 612 71 554 64 Gás Natural 14 3 72 13 39 5 35 4 Carvão 6 1 11 2 15 2 14 2 Nuclear 10 2 15 3 26 3 15 2 Biomassa 1 0 18 3 55 6 38 4 Eólica 0 0 12 2 92 11 104 12 Solar (centralizada) 0 0 0 0 13 1 19 2 Outros 9 2 39 7 5 1 4 0 Total 413 100 572 100 858 100 783 90 Geração Distribuída Fonte: EPE 2005 2014 2025 (NDC) 2025 (PDE) Biogás 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,7 0,2 Solar 0,0 0,0 0,0 0,0 2,5 0,3 4,5 0,6 Total (SIN + GD) 413 100 572 100 860 100 789 91 Biomassa+eólica+solar 1 0 31 5 162 19 165 19 Renováveis 374 90 434 76 762 89 702 81 Não emissoras 384 93 450 79 801 93 736 85 18

Oferta Interna de Energia em 2025 17 NDC 410 Mtep 8 36 PDE 342 Mtep 8 19 32 Petróleo e Derivados Gás Natural Carvão Mineral e Derivados Urânio (U3O8) e Derivados Outras Não Renováveis 7 13 1 2 6 11 8 14 1 5 1 12 Hidráulica Lenha e Carvão Vegetal Derivados da Cana-de-Açúcar Outras Renováveis Fonte: EPE Redução em 17% na OIE projetada para 2025. 19

Oferta Interna de Energia Fonte: EPE 20

Indicadores NDC no PDE 2026

Emissões no Setor de Energia (MtCO 2e ) NDC 700 600 500 400 300 194 8% 332 17% 598 10% PDE 469 12% Percentual correspondente à geração de eletricidade 200 100 0 2005 2014 2025 2025

Oferta de Energia Elétrica no PDE 2026

Plano Decenal de Energia - Metodologia Aprimoramentos ao PDE Oferta de Energia Elétrica Modelo de Decisão de Investimento Ajuste da Expansão e Simulação da Operação Detalhamento da Operação: Atendimento à Demanda Máxima e Atendimento Horário

Plano Decenal de Energia Aprimoramentos ao PDE... Aprimoramentos metodológicos: Modelo computacional para suporte a investimento (MDI): transparência e reprodutibilidade. Problema do Investimento Detalhado Operação Simplificada Simulação com Modelo Newave Avalia a operação do sistema visando detalhar as condições futuras de atendimento à carga. Detalhamento da Operação Avaliação do atendimento à demanda máxima de potência Adequação das metas mensais de geração ao perfil horário

Tipos de Problema Modelo de Decisão de Investimentos - MDI Problema de Operação Um Plano Fixo de Entrada de Usinas ao longo do tempo Problema de Despacho Hidrotérmico Busca Minimizar o Custo de Operação Problema de Expansão Dentre diversas opções de planos de expansão (Geração + Transmissão), escolhe aquele que apresenta o menor custo total: Custo Total = Custo de Operação + Custo de Expansão Problema de Decisão Inteiro (Programação Inteira Mista)

Modelagem Função Objetivo: Minimizar a soma para todos os períodos e conjuntos O&M Custo Fixo (Expansão) Encargos Investimento Custo de Capital Custo Variável (Operação) Despacho Térmico Déficit

Modelagem Restrições Restrições de Atendimento Energético Restrições de Investimento Disponibilidade de Fontes e Projetos Restrições de Atendimento à Demanda Máxima Instantânea Representação do Sistema

Principais Pontos Restrição de Atendimento a Energia Balanço mensal de energia, considerando: Cenários de geração individualizada para as UHE obtidas pelo Suishi; Despacho de UTE por mérito de custo; Expectativa de geração para as fontes não despachadas centralizadamente. Restrição de Atendimento a Demanda Máxima de Potência Balanço de capacidade de potência considerando: Perda por deplecionamento nas UHE; Indisponibilidade forçada e programada de UTE; Perfil horário para eólica; Demanda Máxima Instantânea e Reserva Operativa.

Recursos disponíveis para a expansão Insumos para os estudos de expansão da oferta de energia elétrica UHE: ainda representa um vetor importante de ampliação de oferta de energia elétrica no SIN. Mas vem sofrendo fortes restrições para implantação UTE: Gás Natural: se apresenta, no momento, como a referência natural para a expansão de geração termelétrica. Carvão: aproveitamento para novas plantas esbarra nas dificuldades ambientais e de financiamentos. Entretanto, considera-se a possibilidade de substituição das usinas existentes por usinas mais modernas Nuclear: Surge como opção para a latente necessidade de oferta de energia firme. Porém, considera-se que os prazos para início de operação do próximo projeto, após Angra 3, extrapole o horizonte decenal.

Recursos para Expansão Insumos para os estudos de expansão da oferta de energia elétrica

Recursos disponíveis para a expansão Insumos para os estudos de expansão da oferta de energia elétrica Biomassa: Bagaço de Cana: potencial de aproveitamento para produção de energia elétrica no SIN se mostra bastante competitivo. Direcionamento desse energético para a produção de açúcar e álcool concorre diretamente com o uso no setor elétrico. Florestal: novos desenhos de negócios, diferentes daqueles contratados em leilões anteriores biomassa de eucalipto, com alto grau de conteúdo nacional na implantação do empreendimento, bem como custos de operação referenciados a índices de preços locais permitem a aplicação próximas aos centros de carga ou de forma distribuída

GWméd Recursos para Expansão Insumos para os estudos de expansão da oferta de energia elétrica 4,5 Biomassa de Cana de Açúcar 4.09 4,0 3,5 3,0 2.80 2.75 2,5 Indicativas 3.923 MW 2.80 2,0 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Potencial Disponível Contratada

Recursos disponíveis para a expansão Insumos para os estudos de expansão da oferta de energia elétrica Eólica: já apresenta um patamar de preço que a torna extremamente competitiva em termos de energia frente às demais expansões candidatas. Por outro lado, ao ampliarmos maciçamente a sua participação na oferta de energia enfrentamos desafios como a necessidade de expansão de potência complementar, devido à sua vocação limitada para o atendimento aos requisitos de potência e variabilidade de produção. Solar: ainda apresenta custos de implantação não competitivos, embora os patamares de preço no Brasil venham caindo. Espera-se que durante o horizonte decenal os custos de implantação reduzam

Recursos para Expansão Demanda de Ponta Usinas Termelétricas de Partida Rápida Turbina a Gás Industrial Turbina a Gás Aeroderivada Motor de Combustão Interna Potência Unitária [MW] até 470 até 140 até 20 Rendimento [%] 35-43 40-44 40 50 Heat Rate [kj/kwh, base PCI] Tempo médio para início do fornecimento de energia [meses] Tempo de Partida Partida [min] 8.200 10.400 8.200 9.000 7.260 9.000 24 18 12 10 a 40 5 a 10 2 a 10 Armazenamento Químico de Energia Repotenciação em UHE Existentes Usinas Hidrelétricas Reversíveis

DEMANDA (MW) Alternativas para Ampliação da Capacidade de Potência Gerenciamento pelo Lado da Demanda Principal indutor será a resposta da demanda, com a mudança no padrão de consumo de energia a partir de alterações na tarifa. 90000 85000 Demanda Horária - 05/02/2014 - SIN Momento com maior preço de energia Consumidor reage diminuindo a demanda 80000 75000 70000 É mais caro construir uma térmica ou implantar a resposta da demanda? 65000 60000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Deslocamento da Demanda Demanda com RD Demanda Original Consumidor é confiável?

Parâmetros Econômicos por Tipo de Fonte Tipo de Oferta Vida útil econômica Faixas de CAPEX, mín e máx CAPEX Referência, sem JDC O&M Encargos/ Impostos Juros Durante a Construção - JDC (anos) (R$/kW) (R$/kW) (R$/kW/ano) (R$/kW/ano) (%) Usinas Hidrelétricas (UHEs) 30 Variável por usina Variável por usina R$ 26,50 Variável por usina Variável por usina Fotovoltaica 20 3.300 a 5.200 R$ 4.236 R$ 50,00 R$ 100,00 3,9 Eólica 20 4.500 a 6.500 R$ 5.300 R$ 100,00 R$ 140,00 6,4 Biomassa (Bagaço de Cana) 20 2.000 a 6.500 R$ 4.000 R$ 90,00 R$ 130,00 6,4 GN (Ciclo Combinado) 20 2.400 a 4.200 R$ 3.259 R$ 270,00 R$ 135,00 11,6 TG Aeroderivativa (CA) 20 2.300 a 3.300 R$ 2.607 R$ 270,00 R$ 115,00 7,2 MCI (CA) 20 2.100 a 3.300 R$ 2.436 R$ 270,00 R$ 115,00 7,2 TG Heavy Duty (CA) 20 2.000 a 2.800 R$ 2.281 R$ 270,00 R$ 105,00 7,2 Carvão Nacional 25 6.500 a 9.800 R$ 9.000 R$ 100,00 R$ 350,00 13,9 PCH 30 5.000 a 9.000 R$ 7.500 R$ 100,00 R$ 250,00 7,3 Nuclear 30 9.800 a 19.500 R$ 16.294 R$ 326,00 R$ 320,00 19,5 Reversível 30 1.600 a 6.500 R$ 3.259 R$ 100,00 R$ 100,00 11,6 Biomassa Florestal 20 3.500 a 6.500 R$ 5.000 R$ 120,00 R$ 170,00 10,7

Diretrizes e Premissas CVaR do custo de operação (parâmetros definidos: alfa = 50% e lambda = 40%); O custo do déficit utilizado foi de R$ 4.650,00/MWh; Taxa de desconto de 8% ao ano. Datas de Operação Comercial UTN Angra 3: início de operação comercial em janeiro de 2026; UHE São Roque: início de operação comercial em julho de 2022; UTEs Novo Tempo e Rio Grande: não representadas, representação por meio de termelétricas indicativas genéricas;

Diretrizes e Premissas Diretrizes de política energética na construção da expansão de referência: Fixação da expansão da oferta eólica de 1.000 MW em 2020; Fixação da expansão da oferta solar fotovoltaica de 1.000 MW em 2020; Indicação de expansão fotovoltaica de no mínimo 1.000 MW/ano a partir de 2021; Indicação de uma expansão de usinas termelétricas a biomassa florestal limitada a 100 MW/ano a partir de 2023; Indicação, para o ano de 2023, de UTE a gás natural na região Nordeste;

Projeção de Carga e Demanda de Potência Cenário Referência O crescimento médio anual da carga do SIN é de aproximadamente 2.700 MWmédios. Taxa de Crescimento do PIB 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Referência 0,5% 1,8% 2,1% 2,7% 2,8% 2,8% 2,9% 3,0% 3,0% 3,0% 2017-2026 2,5%

Capacidade Instalada no SIN (Dez/2016) Insumos para os estudos de expansão da oferta de energia elétrica UHE 89 698 MW 60% TOTAL = 148 392 MW Importada 7 000 MW 5% Nuclear 1 990 MW 1% Biomassa 12 881 MW 9% SOL 21 MW 0% PCH 5 820 MW 4% Óleo 3 721 MW 3% Gás 12 532 MW 8% EOL 10 025 MW 7% Diesel 1 530 MW 1% Carvão 3 174 MW 2%

Capacidade (MW) Oferta Contratada até 2016 Insumos para os estudos de expansão da oferta de energia elétrica 12 000 10 000 8 000 Incremento Anual de Capacidade Fontes 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Biomassa 129 172 324 71 155 0 0 0 0 0 Eólica 2 818 2 755 1 048 0 0 0 0 0 0 0 Hidráulica 5 148 5 000 2 162 0 0 142 0 0 0 0 PCH 232 218 123 264 0 0 0 0 0 0 Fotovoltaica 940 1 029 670 0 0 0 0 0 0 0 Térmica 591 28 340 1 521 0 0 0 0 0 1 405 6 000 4 000 2 000 0 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 BIO EOL Hidráulica PCH SOL Térmica

Necessidade de Oferta Adicional Balanço entre Oferta e Demanda considerando apenas a expansão contratada

Capacidade (MW) Expansão de Referência Oferta Indicativa 50 000 40 000 30 000 20 000 10 000 Capacidade Anual Acumulada Fontes 2017Potência 2018 2019 Ano 2020 de 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Alternativa Nome para Ponta Instalada 0 Total 0 Entrada 0 em 0 994 2 532 4 334 8 002 12 198 12 198 Biomassa 0(MW) 0 Operação 0 0 467 935 1 502 2 070 2 637 3 204 Eólica Telêmaco Borba 0 118 0 0 2023 1 000 2 804 4 608 6 412 8 217 10 021 11 825 Hidráulica 0 0 0 0 0 0 118 351 787 1 317 Tabajara 350 2024 PCH 0 0 0 0 0 300 600 900 1 200 1 500 Fotovoltaica Apertados 0 139 0 0 2025 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 7 000 Térmica Ercilândia 0 87 0 0 2025 0 0 0 1 500 1 500 2 084 2 667 Foz do Piquiri 93 2025 Castanheira 140 2026 Porto Galeano 81 2026 Bem Querer 709 2026 Itapiranga 725 2026 0 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Alternativa para Ponta Biomassa Eólica Hidráulica PCH Solar Térmica

Participação das fontes (% da potência instalada) Expansão de Referência Participação das fontes na matriz 70% 60% 50% 64% 64% 63% 62% 60% 59% 57% 55% 53% 52% 40% 30% 20% 21% 22% 23% 24% 25% 26% 27% 28% 29% 30% 10% 15% 14% 14% 14% 14% 14% 14% 13% 12% 13% 0% 6% 6% 4% 0% 0% 0% 0% 1% 1% 2% 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Alternativa para Ponta Hidráulica PCH+EOL+BIO+SOL Térmica

Expectativa de Geração Valor Esperado da Participação das fontes no Atendimento à Carga

Expectativa de Geração Valor Esperado da Participação das fontes no Atendimento à Carga

Expectativa de Geração - 2025 Valor Esperado da Participação das fontes no Atendimento à Carga

Pontos principais O que levar em conta ao ler o PDE... Necessidade de fontes para o atendimento à demanda de potência a partir de 2021: Como viabilizar contratualmente estas fontes? Busca por avanços metodológicos: Modelo de simulação em base, pelo menos, horária Maior integração entre os estudos de geração e transmissão (G+T) Situação de severa restrição hídrica da região Nordeste: Acompanhamento contínuo pela EPE

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