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ITAIPU Reflexos a Médio Prazo
COMITÊ DAS ROTAS DE INTEGRAÇÃO DA AMERICA LATINA – CRIAS7° Congresso do CRIAS
A capacidade instalada atual de Itaipu é de 14 mil megawatts (MW). A usina tem 20 unidades geradoras, cada uma com capacidade nominal de 700 MW. A 19ª unidade foi instalada em 2006 e a última em 2007.
A energia garantida de Itaipu é de 75 milhões de megawatts-hora, mas a usina produz, anualmente, acima de 90 milhões de MWh.
Em 2008, a Usina de Itaipu produziu 94,7 milhões de megawattts-hora (MWh), que garantiu o suprimento de 87,3% de toda a energia elétrica consumida no Paraguai e 19,3% da demanda do sistema interligado brasileiro.
ITAIPÚ BinacionalITAIPÚ Binacional
Há três aspectos a se analisar:
O primeiro, a equação econômico-financeira e os aspectos negociais propriamente ditos.
O segundo, a posição que o Brasil pretende ocupar no continente, a importância do desenvolvimento uniforme da região, como alavanca para o próprio desenvolvimento brasileiro.
O terceiro, a possibilidade do acordo ser aceito pelo Congresso – que dará a palavra final para a maior parte dos itens negociados.
O “NOVO ACORDO DE ITAIPÚ”O “NOVO ACORDO DE ITAIPÚ”
Haveria duas maneiras de aumentar os repasses para o Paraguai. Uma delas, o aumento do custo do kwh da parte do Paraguai que, por contrato, é obrigatoriamente vendida para o Brasil.
Outra, o aumento no valor das luvas, o valor adicional pago pelo Brasil, para ter direito à parte do Paraguai.
Se aumentasse o kwh, o valor seria repassado para as tarifas residenciais – para onde se destina a maior parte da energia de Itaipu. Se pelas “luvas”, o dinheiro sai do Tesouro.
O “NOVO ACORDO DE ITAIPÚ”O “NOVO ACORDO DE ITAIPÚ”
Manteve-se, então o valor do MWh e aumentou-se o das “luvas” de U$ 107 milhões (acertados em 2008) para US$ 360 milhões anuais a partir de 2010. Além disso, o Brasil se obrigou a instalar uma linha de transmissão de Itaipu a Assunção, no valor de US$ 50 milhões.
Um segundo ponto de discussão foi sobre a parcela de energia que o Paraguai poderia vender no mercado livre brasileiro – para grandes consumidores e a um preço melhor (maior).
Dos 50% a que tem direito sobre Itaipu, 95% vai para a Eletrobras, que repassa para distribuidoras de consumidores residenciais.
O “NOVO ACORDO DE ITAIPÚ”O “NOVO ACORDO DE ITAIPÚ”
Decidiu-se montar um grupo de trabalho para estudar de que maneira o Paraguai poderia colocar parte dessa energia no mercado livre. Pelo menos até 2013 não haverá possibilidade de entrada de energia nova, já que o país está bem abastecido.
Por outro lado as Distribuidoras que seriam os principais cessionários dos direitos de Itaipú não podem substituir esta energia a não ser através de uma nova Oferta Pública Específica, no caso um LEN A-3 ou A-5 no ano de 2010 para entrega em 2013 ou 2015.
O Paraguai esperava, depois disso, que pudesse vender entre 1.000 e 1.500 MWh no mercado brasileiro. Mas, com a entrada de Girau e Santo Antonio, com energia mais barata, ficará no sonho.
Apenas a partir de 2023 haverá a negociação de novas condições financeiras do tratado.
O “NOVO ACORDO DE ITAIPÚ”O “NOVO ACORDO DE ITAIPÚ”
Usando a Tarifa Média de 2008 de Itaipú calculada pela ANEEL de 113,76 R$/MWh
““NOVO ACORDO DE ITAIPÚ” - EXERCÍCIONOVO ACORDO DE ITAIPÚ” - EXERCÍCIO
O leilão A-3 previsto para 27/08/09 tem preço-teto definido em R$ 144/MWh para hidreletrica e R$ 146/MWh para outras fontes.
Portanto, se a liberação se der através de A-3, com certeza a energia ficará mais cara para a distribuidora, mantida a necessidade de no mínimo 100% de cobertura de mercado. Já para substituição por um LEN A-5 os custos de energia seriam menores mas sujeitos a um custo de Transmissão que praticamente equivale.
Conforme dados da ANEEL – Relatório Tarifas a Energia Comprada representa 44% da Receita/Fatura das Distribuidoras
““NOVO ACORDO DE ITAIPÚ” - EXERCÍCIONOVO ACORDO DE ITAIPÚ” - EXERCÍCIO
Aqui entre nós, o maior risco é para os geradores, cujas concessões vencendo além de 2015 teriam uma concorrência de peso e de volume para sua recontratação
Beneficiados = mercado livre, devido a maior oferta
Risco = mercado cativo e geradores de energia existente
Indiferentes = Distribuidoras apenas repassariam custos
Principais Questões do Setor Elétrico
Principais Questões do Setor Elétrico
Função do Planejamento com Falhas Não integrado ou regionalizado União – Estados
Dicotomia entre planejamento – operação - comercialização
Carência de projetos para aproveitamentos hidroelétricos
Falta de previsibilidade tanto na expansão base como na complementar Dúvidas na Renovação de Concessões de G, T e D
Geração agravada com múltiplas formas de concessão para serviço
competitivo não regulado: PIE, concessionário serviço público; APE
Re-definição e Exercício de Fato das Funções do MME; CNPE e EPEDificuldade/Impasse Licenciamento Ambiental EmpreendimentosDespacho sem Transparência, sem a Função Custo e sem Indicadores de DesempenhoCarga tributária de 44%
Principais Questões do Setor Gás Natural
Equilibrar Oferta-Demanda Mercado ≈ contratação (aperfeiçoamento mecanismos sobras e déficits)
Necessidade desenvolver mercado com novas fontes
Plangás – ação coordenada Estado – Petrobras (volume-infraestrutura) Aperfeiçoamento do Ambiente Legal, Regulatório e Institucional Lei do Gás - em regulamentação por meio decreto
o Evita interferência com Estados (não conflita com concessão
distribuição)
o Prevê regime de concessão para transporte (novos dutos)
Modelo (concessão X partilha) para segmento de E&P
o Retomada rodadas ANP
Necessidade de precificação do gás com isenção do atual monopólio
Impacto no Setor Energético
Falta de Concorrência no Suprimento do Gás –
50 a 60% do preço commodity e transporte
(restantes: tributos(1/2) e margem(1/2))
Elevação do preço da energia elétrica futura
face contratações pós-2004 de energia nova
com ênfase em térmicas
Leilão de Energia Nova: Energia Negociada (MWmédio) por Ano de Início de Suprimento
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Total Participação
71 1.074 935 569 766 907 993 832 273 6.420 36,6%31 147 420 157 124 35 0 0 0 914 8,2%0 344 1.304 816 316 1.990 0 0 0 4.770 42,8%
352 479 570 465 351 703 0 0 0 2.920 26,2%178 296 0 69 0 0 0 0 0 543 4,9%
0 254 292 0 930 276 0 0 0 1.752 15,7%
0 12 25 200 0 0 0 0 0 237 2,1%
561 1.532 2.611 1.707 1.721 3.004 0 0 0 11.136 63,4%632 2.606 3.546 2.276 2.487 3.911 993 832 273 17.556
Total HidroTotal Termo Bagaço
Total Termo Óleo Combustível
Total (Hidro + Termo)
Montantes Totais Adicionados de Energia Negociados nos Leilões de Energia Nova por Ano de Início do Suprimento (MWmédio) - Brasil
Total Termo Gás Natural/GNLTotal Termo Óleo Diesel
Total Termo Carvão
Total Termo Gás de Processo e Vapor / Biogás / Biomassa Criadouro Avícola / Cavaco
Total Termo
Entrada em Operação - MWmédios
Participação das Fontes nos Leilões de Energia Nova
711.145
2.080 2.6493.415
4.3235.316
6.147 6.420
561
2.093
4.704
6.411
8.132
11.136
11.136
11.13611.136
632
3.238
6.784
9.060
11.547
15.459
16.45217.283
17.556
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
20.000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Ener
gia
Neg
ocia
da (
MW
méd
ios)
Participação das Fontes nos Leilões de Energia Nova - Montantes Negociados Acumulados por Ano de Entrada em Operação (MWmédios)
Térmica
Hidro
Total
Preço Médio Hidro Ponderado:
100,60 R$/MWh
Preço Médio Termo Ponderado:
135,56 R$/MWh
114
118
122
127
140
150152 152 151
110
120
130
140
150
160
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
R$
/MW
h (m
oe
da
co
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ante
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ar/
09
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Projeção da Tarifa de Energia
Tarifa de energia sem componentes financeiras, RTE e impostos.fonte: PSR
A TE aumentaria dos atuais 114 R$/MWh para 151 R$/MWh nos próximos anos, um impacto de 30%
2/3 se devem à contratação por disponibilidade das térmicas nos últimos leilões e 1/3 à renovação de toda a energia existente à 117 R$/MWh, sendo que o impacto das usinas com concessão vincendas é de 13%
Evolução dos Preços de Suprimento
Projeção das Tarifas de Energia
114
118
122
127
140
150152 152
151
154155 155
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
R$
/MW
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A TE aumentaria dos atuais 114 R$/MWh para 151 R$/MWh nos próximos anos, um impacto de 30%
2/3 se devem à contratação por disponibilidade das térmicas nos últimos leilões e 1/3 à renovação de toda a energia existente à 117 R$/MWh, sendo que o impacto das usinas com concessão vincendas é de 13%
fonte: PSR
O EXERCICIO com ITAIPÚ agrega mais 2%
Evolução dos Preços de Suprimento
INTEGRAÇÃO ENERGÉTICA
COMITÊ DAS ROTAS DE INTEGRAÇÃO DA AMERICA LATINA – CRIAS7° Congresso do CRIAS
Brazil
Venezuela
Arg
enti
na Urug
Paraguay
Brazil
Venezuela
Arg
enti
na Uruguai
Paraguai
Chile
Equador
Colombia
Bolivia
Peru
Guianas
Integração Sul
• Suprimento de energia para Argentina e Uruguai
• Receb. 2,5 MM3/dia gás da Arg para UTE Uruguaiana
• Estudos para ampliação do Intercâmbio de energia
elétrica com Argentina - Garabi
• Estudos para ampliação do intercâmbio com Uruguai
Integração Norte
• Importação de energia da Venezuela (Boa Vista – 200 MW)
Integração EnergéticaIntegração Energética
Integração Pequenos Mercados - Bolivia
• Atendimento a pequenos mercados de fronteira
Gas Natural - Bolivia
• Contrato de 30 MM3/dia
• Contrato suprimento UTE Cuiabá
Brasil - Paraguai
• Itaipu Binacional – UHE Itaipu – 5.600MW
Gás Natural
Energia Elétrica
Interconexão com a Argentina
Interconexão com a Argentina e o Uruguai
Interconexão do GÁS
