São Paulo, 28 de abril de Ref.: Contribuição à Consulta Pública Plano Decenal de Energia Elétrica PDEE 2006/2015

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1 São Paulo, 28 de abril de 2006 CT/301/2006 Excelentíssimo Senhor Silas Rondeau Ministério de Minas e Energia Brasília DF CC: Ministério de Minas e Energia Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético Esplanada dos Ministérios Bloco U, Sala 552 Brasília DF Ref.: Contribuição à Consulta Pública Plano Decenal de Energia Elétrica PDEE 2006/2015 Senhor Ministro, Conforme solicitado por este Ministério, encaminhamos as contribuições da CBIEE (Câmara Brasileira de Investidores em Energia Elétrica) para o processo de consulta pública referente ao Plano Decenal de Energia Elétrica PDEE 2006/2015. O presente documento tem os seguintes objetivos: Apresentar uma análise sobre resultados, metodologia e implicações do PDEE 2006/2015 para as variáveis de oferta e preço de energia elétrica; Recomendar ações visando ao esclarecimento sobre premissas de custo, risco e cronograma dos projetos. Esperamos que nossas recomendações sejam devidamente analisadas e colocamo-nos à disposição para quaisquer dúvidas ou esclarecimentos. Respeitosamente, Claudio J. D. Sales Diretor Presidente CBIEE - Câmara Brasileira de Investidores em Energia Elétrica Fone (11)

2 Contribuições da CBIEE para a Consulta Pública do Plano Decenal de Energia Elétrica (PDEE 2006/15) Em 14 de março de 2006, o Ministério de Minas e Energia (MME) colocou em audiência pública o Plano Decenal de Energia Elétrica para o período de 2006 a 2015 (PDEE 2006/2015). O plano baseou-se em estudos técnicos contratados pelo MME junto à Empresa de Pesquisa Energética (EPE), com base no Termo de Referência do Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica 2006/2015, elaborado pelo MME. O PDEE 2006/2015 é um documento de 376 páginas. Apresentamos no Anexo I um Sumário Executivo com seus principais resultados. 2

3 A. Análise do PDEE 1. Com um planejamento contemplando apenas um cenário para a expansão da geração, baseado principalmente em projetos estruturantes cujos estudos têm sido liderados por estatais, o governo adota uma estratégia de alto risco para o futuro do setor elétrico. A usina nuclear Angra III (com MW de capacidade instalada), as hidrelétricas do complexo do rio Madeira (Jirau e Santo Antônio, com MW) e a hidrelétrica Belo Monte (5.500 MW) representam um terço de toda a capacidade incremental planejada até 2015 ( MW). 2. Ao privilegiar a construção de grandes projetos hidrelétricos e nucleares, o governo expõe parte significativa do incremento da oferta ao risco de impedimentos sócio-ambientais e repetidos atrasos na consecução das obras. 3. O elevado custo desses projetos é um obstáculo para sua implementação. Segundo o estudo de viabilidade técnica e econômica realizado pelo consórcio formado por Furnas e Odebrecht, a construção das usinas do Rio Madeira, sem contar o investimento necessário na transmissão, poderá consumir cerca de R$ 20 bilhões, o equivalente a 19% dos investimentos previstos para a ampliação de toda a capacidade até Uma vez que estas hidrelétricas estão em áreas de difícil acesso, isoladas e distantes dos centros de carga, os custos com as obras de transmissão também serão extremamente elevados. Estimativas preliminares dos custos de transmissão para conexão das usinas do Rio Madeira ao sistema interligado apontam para o valor de R$ 10 bilhões adicionais. 5. Diante dos riscos associados aos projetos estruturantes seria de se esperar que o PDEE contemplasse cenários alternativos para expansão da capacidade instalada de modo a atender a trajetória do consumo de energia elétrica no Brasil. Com a hipótese, bastante plausível, de atraso nas obras e nas datas de entrada em operação destes projetos, seria no mínimo recomendável visualizar um conjunto alternativo de usinas que possibilitasse o devido atendimento do crescimento do mercado. 6. Na elaboração desses cenários de oferta, seria fundamental que o governo analisasse a viabilidade dos empreendimentos já autorizados pela ANEEL e que estão impedidos de entrar em operação antes dos projetos estruturantes, por restrições diversas (falta de licenciamento, contratos e financiamentos). Dessa forma, os riscos de desabastecimento seriam minimizados, seja na ocorrência de atrasos dos grandes projetos, seja na ocorrência de um crescimento da demanda inferior ao cenário de referência. Ressalta-se que, na ocorrência do cenário baixo de crescimento da demanda, é imprescindível garantir aos investidores que projetos estruturantes não deslocarão os empreendimentos já autorizados pela ANEEL. 3

4 B. Recomendações 1. Estabelecer prazo para divulgação dos estudos complementares de geração e transmissão, conforme indicado na página 15 do PDEE 2006/ Incluir alternativas para o plano adotado de forma a diversificar o risco e garantir o abastecimento em caso de atraso das obras. A alternativa única apresentada coloca o consumidor sob a ameaça de crise de abastecimento na hipótese de atraso nos projetos chamados estruturantes, responsáveis por parcela significativa da expansão total, em desacordo com práticas gerenciais de diversificação de risco. 3. Assegurar que a priorização e avaliação de viabilidade econômica leve em conta a otimização global do custo de cada empreendimento, dando transparência a custos de geração e transmissão envolvidos, de forma a dar o sinal correto de preço final e garantir isonomia competitiva entre os empreendimentos. 4. Explicitar, para os projetos do Rio Madeira e Belo Monte, os custos de transmissão envolvidos e a forma de alocação dos mesmos. O governo tem a expectativa de compartilhar com todo o sistema interligado esse custo? Se sim, esclarecer o impacto tarifário dessa medida. 5. Esclarecer se os projetos estruturantes serão leiloados isoladamente, distorcendo o ambiente competitivo do setor, ou se serão submetidos à competição com outros aproveitamentos. 6. Estabelecer como serão contornados atrasos em grandes obras estruturantes (Rio Madeira, Belo Monte, Angra III) e a quem os eventuais custos adicionais serão imputados (Consumidores, Distribuidores, Geradores ou Tesouro Nacional). 7. Esclarecer qual será a fonte de abastecimento de gás natural para as térmicas do Nordeste previstas no cronograma de entrada da configuração de referência. 8. Estabelecer como será contornada a eventual indisponibilidade de gás natural para as termelétricas e a quem os custos adicionais serão imputados (Consumidores, Geradores ou Petrobras). 9. Esclarecer como será tratada a eventual indisponibilidade de importação de energia oriunda da Argentina a partir de Esclarecer se o custo marginal da operação em 2007 e 2008, no Nordeste, será maior que o valor de referência para custo marginal da expansão. 11. Esclarecer o critério para definição do valor julgado aceitável para a profundidade do déficit (Qualquer déficit? 1% da carga?). 4

5 Anexo I Sumário Executivo do PDEE As projeções de consumo total de energia elétrica, incluindo o fornecimento de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN) e nos sistemas isolados e a autoprodução clássica, basearam-se em estudos de mercados realizados pela EPE. As projeções consideram três alternativas para a evolução do Produto Interno Bruto (PIB), denominadas de trajetórias de crescimento alto, referência e baixo, conforme Tabela 1. Nas projeções, foi considerado um crescimento médio anual de 1,04% para a população e de 2,65% para o número de domicílios entre 2006 e Tabela 1 Trajetórias de Crescimento Anual do PIB (%) Fonte: Plano Decenal Trajetória de Crescimento Alto 3,0 4,5 4,5 6,0 Referência 3,0 4,0 4,0 4,5 Baixo 3,0 3,0 3,0 3,5 As projeções do consumo total de energia correspondentes às três trajetórias encontram-se apresentadas na Tabela 2. Na trajetória de alto crescimento, o consumo total de energia elétrica, incluindo a autoprodução clássica 1, cresce em média de 5,8% a.a., passando de 373,5 TWh em 2005 para 657,8 TWh em 2015, na trajetória de referência, cresce, em média, 5,2% a.a., atingindo o montante de 617,7 TWh em 2015, enquanto, na trajetória de baixo crescimento, cresce 4,2% a.a., atingindo 563,3 TWh em Tabela 2 Consumo Anual de Energia Elétrica Com Autoprodução Clássica Consumo (TWh) Alto 373,5 489,7 657,8 Referência 373,5 483,5 617,7 Baixo 373,5 462,1 563,3 Variação (% a.a.) Alto 5,6 6,1 5,8 Referência 5,3 5,0 5,2 Baixo 4,4 4,0 4,2 Nota: não inclui perdas. Fonte: Plano Decenal Conforme mostra o Gráfico 1, o consumo comercial é o que apresenta maior taxa média de crescimento no período , excluindo a autoprodução, com 6,7% a.a. entre 2005 e 2010 e 6,8% a.a. de 2010 a O consumo residencial cresce, em média, 5,8% a.a. entre 2005 e 2010 e 5,5% de 2010 a 2015, 1 Corresponde à geração de energia elétrica para suprimento, no próprio local, de unidade consumidora, sem utilização da rede elétrica de transmissão e distribuição. 5

6 enquanto o consumo industrial terá a menor taxa média de crescimento, 4,3% a.a. até Nas demais classes, o consumo crescerá em média 4,6% a.a. Gráfico 1 Crescimento por Classe de Consumo na Trajetória de Referência % ,8 6,7 6,8 6,8 5,5 5,6 4,7 4,3 4,3 4,4 4,3 4, Residencial Industrial Comercial Outras Classes Nota: inclui o SIN e os sistemas isolados e exclui a autoprodução. Fonte: Plano Decenal De acordo com as projeções da trajetória de referência, crescerão as participações dos segmentos residencial e comercial no total da energia consumida, que passarão, respectivamente, de 24% e 15% em 2005 para 25% e 18% em Enquanto isso, a participação da indústria cairá de 47% em 2005 para 43% em As participações dos demais segmentos permanecem inalteradas em 14%. O PDEE também divulgou as projeções para o consumo sem autoprodução, a carga de energia e a evolução das perdas totais para o SIN. Conforme apresentado na Tabela 3, a carga de energia projetada para o SIN deverá crescer em média 0,2 p.p. a menos que o consumo de energia, devido à trajetória de queda das perdas de energia no SIN, que cai de 16,5% em 2005 para 15% em Tabela 3 Evolução do Consumo Anual, Carga e Índice de Perdas no SIN a Consumo de Energia (TWh) (% a.a.) Alto 338,9 438,2 587,5 5,7 Referência 338,9 432,7 550,8 5,0 Baixo 338,9 412,7 500,3 4,0 Carga de Energia b (MW médio) (% a.a.) Alto , , ,0 5,5 Referência , , ,0 4,8 Baixo , , ,0 3,8 Índice de Perdas c no SIN (%) (% a.a.) SIN 16,5 15,8 15,0-0,9 Nota: a Exclui a autoprodução clássica b Carga de Energia = Consumo + Perdas c Compreende as perdas técnicas e comerciais, erros, diferenças e omissões no faturamento. Fonte: Plano Decenal

7 O documento de apresentação do PDEE compara as suas projeções de consumo e de carga no SIN, para o cenário de referência, com aquelas realizadas a partir da consolidação de dados fornecidos pelos agentes do mercado (distribuidores, consumidores livres e autoprodutores). Para 2011, a projeção anual de consumo do PDEE fica 4,7% (21,3 TWh) acima das realizadas pelos agentes. Em 2015, a diferença elevase para 9,1% (50 TWh), o equivalente a 6 GW médios, ou seja, superior a capacidade das usinas do complexo do Rio Madeira. Com relação às projeções da carga própria no SIN, as diferenças são mais significativas. Para 2011, a projeção do PDEE fica 5,6% (3.430 MW médios) acima das projeções dos agentes e, para 2015, a diferença é de 9,9% (7.330 MW médios). O plano aponta que essas diferenças na projeção do consumo resultam de percepções distintas dos agentes quanto à evolução do mercado livre e da economia. Outro fator, apontado pelo PDEE, foi o foco, de curto e médio prazos, que orienta os agentes e que pode explicar as diferenças nas projeções de longo prazo. Segundo o PDEE, a diferença nas projeções de carga indica que os agentes acreditam em uma redução das perdas mais acentuada do que a adotada pelo governo. No que tange à projeção da expansão da oferta do SIN, o PDEE adota um único cenário apoiado no aproveitamento de grandes hidrelétricas na Amazônia, na maior inserção da energia nuclear e na operação das usinas contempladas na primeira etapa do PROINFA. O plano considera a entrada em operação dos chamados projetos estruturantes, como a usina nuclear Angra III, as hidrelétricas do complexo do rio Madeira (Jirau e Santo Antônio) e a hidrelétrica Belo Monte, os quais representam um terço de toda a capacidade incremental planejada até De acordo com projeção do PDEE, a capacidade instalada de geração no SIN subirá dos atuais 93,7 GW 2, em janeiro de 2006, para 134,7 GW em 2015, correspondendo a um incremento médio anual 4,4% de capacidade instalada, ou 4,1 GW por ano. Isto representa um incremento de 70% sobre a expansão da capacidade instalada verificada em 2005, que ficou em 2,4 GW vide Gráfico 2. O plano prevê que a expansão de capacidade planejada para o cenário de referência requererá investimentos da ordem R$ 74 bilhões até 2015, sendo R$ 59 bilhões referentes a usinas hidrelétricas e R$ 15 bilhões a usinas termelétricas. 2 Inclui a potência das usinas existentes nos sistemas isolados que serão interligados (Manaus/Macapá e Rondônia/Acre) e as importações de energia elétrica da Argentina e de Itaipú. 7

8 Gráfico 2 Histórico do Incremento Capacidade Instalada Nacional GW Incremento médio ,5 GW/ano 4,6 2,5 4,0 4,2 Meta do Plano Decenal 4,1 GW/ano 2, Incremento de Potência Meta do Plano Decenal Média Fonte: Plano Decenal As hidrelétricas de Jirau (3.300 MW) e Santo Antônio (3.150 MW) estão previstas para começar a operação em 2011 e 2012, respectivamente. Contudo, ainda se aguarda a licença prévia do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente (IBAMA), que atestará a viabilidade ambiental dos projetos, para colocá-los em licitação. Conforme veiculado na imprensa, o próprio governo já admite a possibilidade de licitar as usinas separadamente, sendo a primeira leiloada em 2006 e a segunda em O início de operação da usina nuclear de Angra III, com potência de MW, está previsto para dezembro de Como a usina leva de seis a sete anos para iniciar operação, deve começar sua construção até o início de 2007, de modo a atender o cronograma do PDEE. Quanto à Belo Monte, com MW de capacidade, sua operação está prevista para Assim como nas usinas do complexo do Rio Madeira, os estudos de viabilidade para Belo Monte não foram aprovados devido à pendência da análise do impacto ambiental. O plano também considera a normalização das importações de energia elétrica através da interconexão com a Argentina e do fornecimento de gás argentino para a termelétrica de Uruguaiana até janeiro de Os resultados do PDEE mostram que as usinas hidrelétricas responderão por 76% da capacidade instalada incremental, equivalente a 31 GW até Deste total, 33% (10,3 GW) tiveram suas concessões licitadas antes de 2005, 3% (0,8 GW) no primeiro leilão de energia nova em 2005 e 64% (19,9 GW) serão ainda licitadas 3. Com base no Relatório de Acompanhamento dos Empreendimentos Hidrelétricos realizado pela ANEEL, do total dos 10,3 GW que tiveram suas concessões licitadas antes de 2005, 4,1 GW (40%) possuem ainda algum tipo de restrição para a entrada em operação. Com relação à expansão da rede de transmissão, o plano prevê que, até 2015, serão construídos 64 mil quilômetros de linhas de transmissão, com investimentos de R$ 27,2 bilhões. Prevê-se um incremento de capacidade de transformação de MVA, o que demandará mais R$ 12,3 bilhões. 3 As informações disponibilizadas na apresentação não permitem uma análise da composição das usinas térmicas e PCHs. 8

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