1

A Reest r ut ur ação e aspr ivat izações Do Set orELÉTRICO BRASILEIRO

E A CRISE.ILDO LUÍS SAUER (IEE)

Professor do Programa de Pós-Graduação em Energia da USP

53ª Reunião da SBPCSalvador

18 de Julho de 2001

2

Regulamentação do SetorPeríodo Fatos

ANTES de 88 Fundamentada no controle da taxa de retorno.

DEPOIS de 88 Fundamentada no controle de preços -preço teto incentivado

1988 Constituição FederalPrincípios básicos: licitação;

regime de preços.

LEI 8631/93 Fim da remuneração garantida;Eliminação do regime tarifário pelo custo do serviço;Desequalização tarifária.

LEI 8987/95 Obrigatoriedade de contrato de concessão

LEI 9074/95 Tarifa definida pelo menor preço;Criação do produtor independente;Liberalização do acesso às redes.

LEI 9427/96 Criação da ANEEL.;Consolidação da nova postura do estado.

LEI 9478/97 Estabelece a política energética nacional.; ênfase naliberalização de mercadosCriação CNPE e ANP.

LEI 9648/98 Reestruturação da ELETROBRÁS;Criação ONS e MAE.

LEI 9991/00 Dispõe sobre realização de investimentos em P&D e eficiênciaenergética

3

Principais MudançasMODELO ANTERIOR MODELO ATUAL

� Preços regulamentados de geração e contratos renováveisde suprimento.

� MAE: mercado atacadista de concepção mercantil.

� Empresas integradas atuando em regime de monopólio.� Desverticalização: G, T, D e C como atividades

independentes e limites à participação cruzada.� Transmissão de energia agregada à geração.

� Malhas de transmissão/conexão e distribuiçãodesagregadas e permitindo livre acesso

� Mercados Cativos.� Clientes cativos + aumento gradual de consumidores livres

+ liberação paulatina

� GCPS e Planejamento Normativo� Planos Decenais.

� CCPE e Planejamento Indicativo.

� GCOI e condomínio de mercado. � ONS operacionalizando mercado competitivo.

� Tarifa via serviço pelo custo e remuneração garantida até1993

� Tarifa regulada para clientes cativos e preços competitivose desregulamentados para clientes livres e parasuprimentos.

� DNAEE aprovava concessões de serviço público de energia � Concessões licitadas pela ANEEL: todos aproveitamentosconsiderados como PIE

� Restrições à atuação de autoprodutores e PIE. � Regulamentação da atuação desses agentes e permissõesde livre acesso à rede.

4

Entidades Constituintes do Novo Modelo do Setor Elé tricoANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica

� Implementador de políticas� Regulador e fiscalizador

MISSÃO“ Proporcionar condições favoráveis para que o desenvolvimento do mercado de energia elétrica ocorra comequilíbrio entre os agentes e em benefício da sociedade ”

ONS – Operador Nacional do Sistema

Responsável pelas atividades de geração e transmissão de todo sistema eletroenergético interligado

� Planejar e programar a operação;� Despachar de forma centralizada a geração;� Viabilizar a expansão do sistema de transmissão a mínimo custo;� Calcular o preço SPOT.

MAE – Mercado Atacadista de Energia

Ambiente no qual se processam a compra e venda de energia elétrica entre os participantes, via contratos bilaterais e mercadode curto prazo

CCPE – Comitê Coordenador do Planejamento da Expans ão

Responsável pelo planejamento da expansão do sistema elétrico

� Planejamento indicativo do sistema;� Planejamento determinativo da transmissão;� Programa indicativo de licitações;� Programa de inventários;� Programa de estudos de viabilidade.

RECURSOS HÍDRICOS

� Participação dos órgãos setoriais envolvidos com hidreletricidade nos Comitês de Bacia;� Atuação ativa do MME e ANEEL nas Câmaras Técnicas;� Articulação entre CCPE, ANEEL e ANA nos estudos de inventário de bacias;� Definição de critérios gerais para elaboração de Plano Diretor para os reservatórios (CNRH/NNS).

5

Resultados dos Leilões de Privatização do Setor Elé tricoEmpresa Data Valor da Compra

(106 R$)Ágio (%) Grupo Controlador

ESCELSA 12.07.95 357,9 11,80 Iven/GTDLIGHT 21.05.96 2.216,6 0,00 EDF (França), AES e Houston (EUA)CERJ 20.11.96 605,3 30,30 Chilectra (Chile)DYNAMIS Mar/97 181,0 81,00 VBC (Brasil)COELBA 31.07.97 173,1 77,30 Previ/Iberdrola (EspanhaCEMIG Mai/97 1.130,0 0,00 Southern(EUA), AESC.Dourada 05.09.97 779,8 43,5 ENDESACEEE/N-NE 21.10.97 1.635,0 82,6 VBC/Previ/CENCEEE/CO 21.10.97 1510,0 93,55 AESCPFL 05.11.97 3.014,91 70,11 VBC/PreviENERSUL 19.11.97 625,556 83,70 ESCELSACEMAT 27.11.97 391,5 21,08 REDE/INEPARENERGIPE 03.12.97 577,1 96,06 CataguazesCOSERN 12.12.97 676,4 73,61 IBERDROLA/COELBACOELCE 02.04.98 987,0 27,20 CERJEletropaulo 15.04.98 2026,73 0 EDF, Houston, AES, CSNCELPA 09.07.98 450,23 0 REDE/INEPARELEKTRO 16.07.98 1479,0 98,90 ENRON (EUA)GERASUL 15.09.98 945,7 0 TRACTEBEL (Bélgica)Bandeirante 17.09.98 1015,52 0 EDP/CPFLParanapanema 28.07.99 1239,0 90,21 Duke Energy (EUA)Tietê 27.10.99 938,066 AES

Fonte: várias fontes

6

Acesso à iluminação elétrica - Moradores em Domicíl ios particulares permanentes porsituação e classe de rendimento (salários mínimos) – Brasil

Fonte: IBGE, Pesquisa Nacional por amostra de Domicílios - PNAD, 1999, onlineNota: exclusive a população da área rural de Rondônia, Acre, Amazonas, Roraima, Pará e Amapá

TOTALAté 1 > 1 a 2 > 2 a 3 > 3 a 5 > 5 a 10 > 10 a 20 > 20 S/ rend. S/ decl.

TOTAL 159 520 661 12 953 412 23 814 072 23 253 462 30 528 896 34 370 746 18 403 088 10 314 107 1 937 449 3 945 429TINHAM. 150 289 520 10 251 931 20 660 531 21 683 904 29 510 211 34 050 373 18 381 031 10 306 954 1 759 921 3 684 664(%) 94 79 87 93 97 99 99,88 99,93 91 93Não tinham 9 216 697 2 701 481 3 151 913 1 565 675 1 016 999 313 379 22 057 6 900 177 528 260 765(%) 6 21 13 7 3 1 0,12 0,07 9 7Sem declaração 14 444 - 1 628 3 883 1 686 6 994 - 253 - -URBANA 127 025 290 7 182 072 14 950 983 17 211 774 24 863 557 31 095 255 17 225 957 9 938 284 1 559 177 2 998 231TINHAM. 125 979 982 6 829 353 14 606 092 17 052 296 24 775 260 31 037 076 17 220 758 9 937 420 1 530 483 2 991 244(%) 99 95 98 99 99,64 99,81 99,97 99,99 98 99,77Não tinham 1 033 061 352 719 343 263 157 792 86 611 51 185 5 199 611 28 694 6 987(%) 1 5 2 1 0,35 0,16 0,03 0,01 2 0,23Sem declaração 12247 - 1628 1686 1686 6994 - 253 - -RURAL 32 495 371 5 771 340 8 863 089 6 041 688 5 665 339 3 275 491 1 177 131 375 823 378 272 947 198TINHAM. 24 309 538 3 422 578 6 054 439 4 631 608 4 734 951 3 013 297 1 160 273 369 534 229 438 693 420(%) 75 59 68 77 84 92 99 98 61 73Não tinham 8 183 636 2 348 762 2 808 650 1 407 883 930 388 262 194 16 858 6 289 148 834 253 778(%) 25 41 32 23 16 8 1 2 39 27Sem declaração 2 197 - - 2 197 - - - - - -

CLASSES DE RENDIMENTOS

Eletrificação de Propriedades Rurais - BrasilRegião Nº De Propriedades

RuraisNº De Propriedades Rurais

EletrificadasPercentual Propriedades

EletrificadasRegião Norte 661.176 13.731 2,08Região Nordeste 3.157.980 419.885 13,30Região Centro-Oeste 276.901 127.651 46,10Região Sudeste 1.120.578 651.840 58,20Região Sul 1.346.945 939.161 71,20Total Brasil 6.563.580 2.152.268 32,79

Fonte: Pazzini, L.H.A et al. (CENARIOS, 2000)

7

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99

Cons. Elet. (GWh) Pop. Resid. (10^6 hab.) kWh/hab/ano

Figura 3.5 – Evolução de Pop. Residente, Consumo Residencial Anual de Eletricidade e Consumo de Eletricidade per capita

Fonte: Ministério das Minas e Energia – BEN 2000, ano base 1999, online

8

90

110

130

150

170

190

210

94 95 96 97 98 99

kWh/ligação/mês

Brasil Norte Nordeste

Sudeste Sul Centro-Oeste

Figura 3.6 – Consumo Domiciliar Mensal Médio – Grandes RegiõesNota: o consumo é apresentado por ligação, equivalendo, aproximadamente, a uma residênciaFonte: SIESE, 1999, online

9

40

60

80

100

120

140

160

180

95 96 97 98 99 2000 01 (jan-fev)

R$/

MW

h

Residencial Industrial Comercial Rural

Figura 3.7 – Evolução das Tarifas Médias de FornecimentoFonte: Agência Nacional de Energia Elétrica, online

Evolução das Tarifas Medias Setoriais e Inflação – Brasil – 1995 – 2001Classe de Var. 1995 Var. com o

Consumo 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 (jan-fev) a 2001% IPC-FIPE %

Residencial 76,26 103,63 119,8 126,19 139,19 158,84 171,93 125,5 81,2

Industrial 43,59 50,45 54,61 56,54 63,08 71,09 74,19 70,2 25,9

Comercial 85,44 99,62 107,99 111,6 121,62 136,87 144,96 69,7 25,4

Rural 55,19 62,21 67,27 69,25 75,47 85,34 90,74 64,4 20,1

Poderes Públicos 84,07 98,34 106,1 109,77 119,5 136,09 141,91 68,8 24,5

Iluminação Pública 51,59 60,31 65,31 68,53 75,49 85,81 90,47 75,4 31,1

Serviço Público 50,45 57,47 62,65 64,99 70,57 79,51 83,59 65,7 21,4

Consumo Próprio 69,59 65,92 69,5 70,76 85,83 80,17 75,64 8,7 -35,6

Nota: Tarifas médias fornecidas pela ANEEL. Obs. Valores Nominais em R$

10

Figura 3.8 – Tarifas Médias SetoriaisFonte: Eletrobrás, Plano Decenal 2000-2009

11

3 5 9 ,4 4

1 9 6 ,2 7

5 0 ,5 04 0 ,4 1

1 9 ,1 97 ,9 8 2 ,2 0 - 3 ,6 8 - 6 ,6 6 - 8 ,4 7

1 3 3 ,5 5

- 5 0 ,0 0

0 ,0 0

5 0 ,0 0

1 0 0 ,0 0

1 5 0 ,0 0

2 0 0 ,0 0

2 5 0 ,0 0

3 0 0 ,0 0

3 5 0 ,0 0

4 0 0 ,0 0

Até 3

0 kW

h

Até 5

0 kW

h

Até 1

00 k

Wh

Até 2

00 k

Wh

Até 2

20 k

Wh

Até 3

00 k

Wh

Até 4

00 k

Wh

Até 5

00 k

Wh

Até 7

00 k

Wh

Até 9

00 k

Wh

Até 1

100

kWh

C O N S U M O M E N S A L

% A

UM

EN

TO

RE

AL

N O R M A L B A IX A R E N D A

Figura 3.9 – Aumento Real de Tarifa de Energia Elétrica – Residencial Normal x Bx. Renda (Jun 94 – Ago 00) Fonte: Elektro, 2001

No processo de preparação para a privatização das distribuidoras, três movimentosclaramente se distinguem, todos tendentes a reduzir os benefícios:

- mudança dos critérios de enquadramento dos beneficiários de tarifas sociais,incluindo a redução do limite superior para desconto;

- remoção da progressividade na concessão dos descontos, para consumossuperiores ao limite de desconto;

redução do nível de desconto por classe de consumo residencial

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E S C E L S A

0

5

10

15

20

25

30

35

40

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997

ANO

DE

C

EMPRESA

BRASIL

REGIÃO

0

5

10

15

20

25

30

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997

ANO

FE

C

EMPRESA

BRASIL

REGIÃO

Figura 3.10 – Indicadores DEC e FEC – ESCELSA – 91 – 97

Problemas em Relação ao Fornecimento de Energia em 2000Municípios

Rio de Janeiro Duque de Caxias Nova IguaçuProblemas de fornecimento (%) 53 73 41Cortes não anunciados (%) 57 56 42Duração Até 15 min. 6% 33% 0%

Entre 15 min. e 1 h 63% 23% 20% Mais de 1 h 31% 44% 80%

Oscilações/ quedas de tensão (%) 82 75 67Equipamentos danificados (%) 46 25 42

Fonte: FIRJAN, pesquisa realizada em janeiro e fevereiro de 2000

Número de Queixas ao PROCON - RJ1995 1996 1997 1998 1999

Queixas/ano 102 322 813 1.086 842Fonte: PROCON-RJ (1)

13

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

1977

1978

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1981

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1986

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1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

Taxa de Gravidade dos Acidentes do Setor de Energia E létrica

Figura 3.11 – Evolução da Taxa de Gravidade dos Acidentes do Setor de Energia Elétrica – 1977/1998

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998

Taxa de Freqüência dos Acidentes do Setor de Energia Elétrica

Figura 3.12 – Evolução da Taxa de Freqüência dos Acidentes do Setor de Energia Elétrica – 1977/1998

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Constata-se como procedimentos típicos dos novos controladores:

1. Com relação à Força de Trabalhoo Demissões Incentivadaso Corte de 30 a 60% do quadro de pessoal próprio;o Implementação continuada de Incentivos à aposentadoria e incentivos à demissão;o Fomento à formação de cooperativas de ex-empregados.

2. Impulso às Terceirizaçõeso Ganham publicidade, mas envolvem parcela mínima da força de trabalho;o Atendem às vocações das matrizes mesmo que desvantajosas ao serviço

concedido;o Subestimam as exigências relativas à qualidade.

3. Com Relação à Cultura Empresarialo Total desestruturação das organizações de trabalhadores;o Depreende-se uma aposta na alteração da cultura pública/estatal;o Há requisitos de relações de fidelidade com novos donos;o É concedida ao corpo gerencial a participação nos lucros do negócio;o Enfatiza-se a relativização ou minimização do conceito de serviço público.

4. Com relação à Pesquisa e Tecnologiao Busca de Novas Tecnologias;o Enfatizam lucro imediato e segregam profissionais;o Mimetizam forma de pensamento das matrizes;o Varejo vinculado à imagem comercial;o Varejo cativo;o Pensamento corrente nas matrizes.

15

0

1 0 0

2 0 0

3 0 0

4 0 0

5 0 0

6 0 0

7 0 0

1 9 9 4 1 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9 2 0 0 0

R$

bilh

ões

em 3

1/12

de

cada

ano

D ívid a T ota ls /P r iva t iz aç ã oD ÍV ID A T O T A L

D ívid a d a U n iã o

D ÍV ID A IN T E R N A

D ÍV ID A E X T E R N A

Figura 3.13 – Evolução da Dívida Pública

Contas Externasmédia

1991-93 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000Despesas Externas

. JUROS 9.034 8.140 10.643 12.764 14.410 15.843 17.468 17.542

. LUCROS e DIVIDENDOS 1.129 2.883 3.501 3.841 6.508 7.669 5.531 4.555 -

EXPORTAÇÕES 35.323 43.545 46.506 47.747 52.994 51.140 48.011 55.086 SALDO BAL.COMERCIAL 13.039 10.467 -3466 -5599 -6748 -6604 -1260 -698

Juros+Lucros/Exportações 28,8% 25,3% 30,4% 34,8% 39,5% 46,0% 47,9% 40,1%

16

0

5

10

15

20

25

30

35

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

US

$ bi

lhõe

s

IDE-Investimento Direto Externo Déficit em Transações Correntes

Figura 3.14 – Evolução da Dependência Externa – Indicadores

Resultados Acumulados da Privatizações – 1991/2001 (US$ milhões)

Programa Receita de Venda DívidasTransferidas

Resultado Geral

Privatizações Federais 56.207 11.326 67.533Telecomunicações 26.793 2.125 30.918PND (*) 27.414 9.201 36.615Privatizações Estaduais 27.919 6.751 34.670Total 84.126 18.077 102.203

Fonte: Site do BNDES, atualizado em 02/04/2001

Utilização de Moedas de Privatização – 1991/ 2001 ( US$ milhões)

Ano SIBR CP OFND DISEC TDA DIVEX CEFTotal

Moedas(a)

NãoIdentificadas

Total GeralReceita de

Venda(b)a/b%

1991 623 345 278 266 81 4 - 1.596 1.597 1.614 99,01992 149 748 285 791 255 37 106 2.370 2.402 2.401 100,01993 505 180 34 1.344 175 27 188 2.452 2.461 2.627 93,71994 75 9 25 379 56 1 7 551 554 1.966 28,21995 144 7 - 516 9 - - 676 676 1.003 67,41996 - 8 - 791 224 - - 1.025 1.023 4.080 25,11997 - - - 180 12 - - 191 311 4.265 7,31998 - - - 1 - - - 1 1 1.655 0,11999 - - - - - - - - - 133 -2000 - - - - - - - - 3 7.670 -Total 1.496 1.297 623 4.268 812 69 301 8.862 9.029 27.414 32,9

Fonte: Site do BNDES, atualizado em 02/04/2001

17

Resultados da Reestruturação do Setor Elétrico

Um diagnóstico do processo de reestruturação, permite identificar os seguintes processos:

- Concentração dos mercados: São dois os modelos de privatização mais conhecidos: 1)a pulverização das ações com a disseminação da propriedade e o fortalecimento domercado de capitais e 2) e o leilão de venda “em bloco” – para um acionista ou umgrupo de acionistas - das ações representativas do controle acionário. Ambos osmodelos, todavia, acabam conduzindo a resultados semelhantes no que tange àcartelização e oligopolização dos mercados.

- Minimização do mercado de capitais: Novos agentes econômicos tem fechado o capitaldas concessionárias com prejuízos aos acionistas minoritários e ao funcionamento edinamismo do mercado de capitais nacional.

- Balanço de Pagamentos: o resultado indica uma tendência crescentemente deficitáriadevido às remessas de dividendos e às importações de bens e serviços.

- Competitividade: a estratégia brasileira tem resultado na eliminação da possibilidadede constituição de atores locais com atuação global – companhias brasileiras de portee atuação internacional.

- Tecnologia: como resultado da dinâmica, tem-se assistido à cessação dodesenvolvimento de pesquisa tecnológica brasileira nos setores assimdesnacionalizados.

O modelo de desestatização, praticado em São Paulo e na Gerasul, preconizado para osetor elétrico federal, compreendendo a desverticalização, com a criação de empresatransmissora, e fracionamento da geração em companhias de menor porte, e posterior venda agrupos estrangeiros, inviabiliza a perspectiva da formação de atores com capacidade de atuar emâmbito internacional. A constituição de atores globais brasileiros, escorados no mercado interno,permitiria ocupar maiores espaços no mercado externo. Abrir-se-iam alternativas econômico-empresariais para minimizar os impactos da reestruturação internacional sobre a economiabrasileira, com diferentes impactos nos níveis micro e macro empresarial:

o Viabilizando encadeamentos industriais indutores da competitividade;o Implantando novos paradigmas de gestão empresarial;o Alavancando o fornecimento de serviços e de equipamentos nacionais;

Dinamizando a economia interna e criando empregos.

18

Acréscimos de Capacidade de Geração

Novas Repotenciação

Realizado Centrais e Ampliação TOTAL

1995 1,388 20 1,408 1996 2,174 755 2,929 1997 944 161 1,105 1998 2,207 120 2,327 1999 2,738 87 2,825

MÉDIA 1,890 229 2,119 PrevisãoANEEL

2000 4,116 104 4,220 2001 1,759 1 1,760 2002 4,324 375 4,699 2003 4,671 1,825 6,496

MÉDIA 3,718 576 4,294

POTÊNCIA ACRESCIDA AO SISTEMA (MW)Base 1990 = 100

60

80

100

120

140

160

180

1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

Pot. Instada (MW) Geração (GWh)

Período % Cap. Inst. % Consumo1 9 8 1 -1 9 9 0

1 9 9 1 -2 0 0 1

4 ,8

3 ,3

5 ,9

4 ,1

Figura 3.16 – Capacidade Instalada x ConsumoFonte: SIESE, ELETROBRÁS

EVOLUÇÃO DOS RESERVATÓRIOSRegião Sudeste - 1991 a 2001

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

níve

l de

água

arm

azen

ada

%

19

Sistema Elétrico Brasileiro – Potência Instalada – 2000 (MW)Discriminação Hidráulica Térmica Eólica Auto

ProdutorTOTAL

Sistemas Interligados 57.994 3955 4 510 62.463

Sistemas Isolados 543 1744 - - 2.287

TOTAIS (%) 58.537 (90) 5.699 (9) 4 (0) 510 (1) 64.750 (100)Fonte: ELETROBRÁS - Plano Decenal de Expansão 2000 – 2009

Figura 3.18 – Previsão de Energia Elétrica 1999/2009 (TWh)Fonte: ELETROBRÁS - Plano Decenal de Expansão 2000 – 2009

Previsões para o PIB e o Consumo de Energia Elétric aConsumo de Energia Elétrica (TWh)Ano PIB US$ Bi (1)

Atendido pelasconcessionárias

Atendido porAutoprodução

TOTALEFETIVO

Atendido porConservação

TOTALPOTENCIAL

Cenário de Crescimento Sustentado – Cenário de Refe rência / CTEM1999 816 293 21 314 9 3232004 1.008 369 42 411 23 4342009 1.296 465 45 510 33 543

Cenário de Modernização Seletiva1999 811 292 21 313 9 3222004 946 351 42 393 23 4162009 1.158 442 45 487 33 520

Fonte: ELETROBRÁS - Plano Decenal de Expansão 2000 – 2009

Figura 3.19 – Evolução da Oferta de Eletricidade – Sistemas Interligados (MW)Fonte: ELETROBRÁS - Plano Decenal de Expansão 2000 – 2009

20

O Programa Prioritário de Termeletricidade Governo Federal foi instituído para incentivar ageração de termeletricidade a partir de vários combustíveis, com ênfase no gás natural. Incentivos,consubstanciados pelas seguintes garantias estão contidos no Programa:

- Suprimento de gás natural pelo prazo de até vinte anos;- Possibilidade de se praticar os Valores Normativos, regulamentados pela ANEEL ,

nas transações com as distribuidoras de energia elétrica, por um período de atévinte anos;

- Acesso ao Programa de Apoio Financeiro a Investimentos Prioritários no SetorElétrico, a se disponibilizado pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômicoe Social - BNDES.

As ações para viabilização do Programa previam as seguintes facilidades:

I. Condições MME/BNDES de financiamento das termelétricas:� Custo básico da operação: TJLP ou dólar norte-americano;� Spread básico: 2,5 % a.a. reduzido para 1,0% a. a..� Spread de risco: até 2,5 % a.a..� Participação: financiamento de 100% dos gastos locais;� Prazo de amortização e carência: de acordo com cada projeto.

II. Garantias Oferecidas:� Aquisição pela Eletrobrás da energia gerada;� Preço Médio do Gás: US$ 2.26/MM Btu

21

Programa Prioritário de TermeletricidadeDiscriminação Potência Instalada MWA - USINAS DE COGERAÇÃO A GÁS NATURAL 2450B - USINAS A GÁS NATURAL EM CICLO COMBINADO 12785C - USINAS A GÁS NATURAL EM CICLO SIMPLES 84D - Usinas Com Outros Combustíveis 1786E - Usinas Existentes Convertidas Para GN 2258Total 19363

Fonte: MME – Programa Prioritário de Termeletricidade

Avaliação do Impacto do Programa no Balanço de Paga mentosDiscriminação Consumo de Gás

(109 M3/Ano)Custo do Gás(106 US$/Ano)

Amortização(106 US$/Ano)

COGERAÇÃO (ηt = 35%) 2,5 253 110CICLO COMBINADO (ηt = 55%) 13,1 1320 574CICLO SIMPLES (ηt = 35%) 0,2 17 2TOTAIS 15,8 1590 686

Obs. 1. Custo de Geração Estimado US$ 40/MWh 2. Estimativa do Impacto Anual Médio US$ 2276 milhões/ano 3. Taxa de Desconto 12% a.a. 4. Vida Útil: 25 anos; Heat Rate: 6600 Btu/kWh CC 5. ηt – Rendimento Térmico

Estimativa das Emissões Decorrentes do Programa de TermeletricidadeTipo De Usina(Totais)

Potência(MW)

Carbono(T/Ano)

CO(T/Ano)

CH4

(T/Ano)NOx

(T/Ano)NOx Red(T/Ano)

Gás Natural 17577 13933536 27774 4866 179512 53854Carvão 1786 2234743 7610 63 25497 16573

Totais 19363 16168279 35384 4929 205009 70427Fonte: CENBIO 2000

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Cogeração no MundoPaís Capacidade Instalada

(MW)Participação no Total (%)

EUA 60.000 7,0Espanha 210 5,0Portugal 500 10,0Grécia 220 4,4Holanda 6.600 35,0Alemanha 14.000 11,0Itália 10.000 11,0Reino Unido 3.300 3,58Dinamarca 5.400 27,0Fonte: ALCKMIN J.T. - EFEI 1998

Cogeração – Brasil - MWSetores Potencial Termodinâmico Potencial

TécnicoPotencial de Mercado

Sistemas Autoprodução (anual) PIEConvencionais Eficientes 1999 1999 2004 2009 2004

Alimentos/Bebidas

6.573 28.660 4.020 995 1.175 1.175 25

Químico 3.452 12.542 1.581 389 1.141 1.141 440Refino - - 4.283 171 428 428 3.855Siderúrgico 7.101 25.801 875 341 695 695 -Papel/Papelão 2.694 8.389 1.740 718 1.189 1.654 -Cimento 1.385 5.030 nd nd nd nd ndTêxtil 258 1.123 nd nd nd nd ndTOTAL 21.463 81.545 12.499 2.614 4.628 5.093 4.320

Fonte: ELETROBRÁS - Plano Decenal de Expansão 2000 - 2009(nd): Informações não disponibilizadas pelas indústrias; - O setor Alimento/Bebidas engloba a maior parte do setor

sucroalcooleiro.

23

2,6

6,1

1,21,8

0,21,5

5

10,2

3,1

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Valores em GW

Figura 3.26 – Expansão Hidrelétrica – 2001/2009Fonte: Risso, E. Cenários 2000 - USP/EFEI/UNICAMP

Evolução do Potencial Hidráulico Brasileiro (MW)ANO INVENTARIADO ESTIMADO TOTAL

1970/79 35977 42370 793471980/85 66470 40100 1065701986/90 75766 51778 1275431991/92 77200 51800 1290001993/94 82685 51800 1344351995/99 92880 50500 143380Fonte: Balanço Energético Nacional 2000 - MME

Potencial Hidrelétrico Brasileiro (1.000MW)Em operação 59,7Em construção 10,9Estudos / Inventários 94,2A estudar 5,7TOTAL 260,4

Fonte: CCPE / CTDO – apud RISSO, E. Cenários 2000 - USP/EFEI/UNICAMP

24

POTENCIAL HIDROELÉTRICO OFERTADOATÉ 2000 US$/kW

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

- 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000

US$/kW

Po

tên

cia

Ac

u (

MW

)

Figura 3.27 – Potencial Hidrelétrico Ofertado até 2000 – US$/kW (1998)Fonte: Elaborado a Partir de Dados do Sipot

POTENCIAL HIDROELÉTRICODISPONÍVEL

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

- 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000

US$/kW

Pot

ênci

a A

cu (

MW

)

Figura 3.28 – Potencial Hidrelétrico Disponível –US$/kW (1998)Fonte: Elaborado a Partir de Dados do Sipot

25

Pequenas Centrais HidrelétricasTipo de Projeto Potência Instalada (MW)

Usinas instaladas 932Empreendimentos c/ financiamento Eletrobrás 24Empreendimentos c/ financiamentos priorizados 56Empreendimentos c/ financiamentos solicitados 664Potencial, a médio prazo, de empreendimentos estudados 1185TOTAL 2861

Fonte: ELETROBRÁS - Plano Decenal de Expansão 2000 – 2009

Avaliação do Acréscimo na Potência Instalada por Mo dernização das HidrelétricasEnergia Assegurada Repotenciação (MW)

Usina/ConfiguraçãoPotênciaInstalada

(MW)2000

MWmed2001

MWmed> 2002

MWmed

FatorCapac.Médio

(%)

ηηηη(+3%)

Ponta(+10%)

PotênciaTotal

TIETE 1 - 4x35,2/Kaplan 140,8 40 40 45 31,97 4,2 14,1 159,1TIETE 2 - 3x47,7/Kaplan 143,1 60 60 66 46,12 4,3 14,3 161,7TIETE 3 - 3x43,8/Kaplan 131,4 69 69 74 56,28 3,9 13,1 148,4TIETE 4 - 3x88,0/Kaplan 264,0 92 92 104 39,39 7,9 26,4 298,3TIETE 5 - 3x115,8/Kaplan 347,4 132 132 139 40,01 10,4 34,8 392,6PARDO 1 - 2x40,2/Francis 80,4 34 34 33 41,04 2,4 8,0 90,8PARDO 2 - 4x27,2/Francis 108,8 49 49 49 45,04 3,3 10,9 123,0PARDO 3 - 2x16,0/Kaplan 32,0 14 14 15 46,88 1,0 3,2 36,2GRANDE 1 - 6x232,7/Francis 1396,2 794 794 746 53,43 41,9 139,6 1577,7TOTAL 2644,1 1284 1284 1271 48,07 79,3 264,4 2987,8Estimativa De Acréscimo Na Potência Instalada 343, 7 MW

Fonte: Estudos Internos de Repotenciação de Usinas do Rio Tietê, Pardo e Grande - IEE/USP/1998.

Resultados Anuais Obtidos pelo PROCEL 1986/19981986-95 1996 1997 1998

1) Investimentos Aprovados (R$ milhões)(US$ milhões)

63,561,6

50,046,7

122,0109,9

159,0135,9

2) Investimentos já realizados (R$ milhões)(US$ milhões)

47,345,9

19,618,3

40,636,6

50,443,1

3) Energia Economizada e Geração Adicional (GWh/ano) 1.846 1.970 1.758 1.9774) Usina Equivalente (MW) (a) 435 430 415 4605) Redução de Carga na Ponta (MW) 322 293 976 5326) Investimento Evitado (R$ milhões) 870 860 830 920

Fonte: PROCEL, 1999.