OLGA SIMBALISTA ELETRONUCLEAR Rio de Janeiro, 17 de novembro de 2005 3ª CONFERÊNCIA NACIONAL DE CIÊNCIA TECNOLOGIA E INOVAÇÃO ÁREAS DE INTERESSE NACIONAL-PROGRAMA.

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1 OLGA SIMBALISTA ELETRONUCLEAR Rio de Janeiro, 17 de novembro de 2005 3ª CONFERÊNCIA NACIONAL DE CIÊNCIA TECNOLOGIA E INOVAÇÃO ÁREAS DE INTERESSE NACIONAL-PROGRAMA NUCLEAR

2 MATRIZ DE ENERGIA ELÉTRICA EM 2004* 9.0% 5.9% 1.5% 2.0% 3.5% 9.0% 69.8% Hidrelétrica 69.0 GW Gás 8.9 GW Óleo 5.9 GW Carvão 1.5 GW Nuclear 2.0 GW Outras 3.4 GW Importação 8.2 GW Total – 98.8 GW Fonte: MME * total Brasil, incluindo auto-produção

3 APROVEITAMENTO DO POTENCIAL HIDRELÉTRICO NO MUNDO

4 EVOLUÇÃO APROVEITAMENTO DO POTENCIAL HIDRELÉTRICO NO BRASIL

5 APROVEITAMENTO DO POTENCIAL HIDRELÉTRICO REMANESCENTE NO BRASIL Fonte: BEN 2004 - MME

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7 NECESSIDADE DE REGULAÇÃO PLURIANUAL Térmicas atendendo 20% da Demanda e Armazenamento 3 meses Fonte: Um “Porto de Destino” para o Sistema Elétrico Brasileiro - disponível em http://ecen.com

8 NECESSIDADE DE REGULAÇÃO PLURIANUAL (de onde veio o “apagão”) Fonte: Um “Porto de Destino” para o Sistema Elétrico Brasileiro - disponível em http://ecen.com

9 IMPLANTAÇÃO DE USINAS ATÉ 2010 (cenário de referência) A B Parque gerador existente em jan/05 Fonte: ABRAGE / MME A – 45 UHE´s em implantação, a partir de 2005 (13.037 MW) B – 17 UHE´s (2.829 MW) + térmicas + PROINFA O parque gerador existente em jan/05 será absorvido até 2006/07

10 RISCO DE DEFICIT (caso pessimista) Fonte: CCPE SEM SEM UTE’S indicativas no NE e no SE, sem UHE’S Belo Monte, Médio Tocantins e dos rios São Francisco e Parnaíba

11 CUSTO DO DEFICIT % redução cargaR$/MWh 0 a 5% 841,18 5 a 10% 1.814,69 10 a 20%3.792,14 superior a 20% 4.309,32 Fonte: AVALIAÇÃO ENERGÉTICA BRASIL 2006 – 2010 SERHS/SP – Armando Shalders Neto

12 CONSEQÜÊNCIA DA DUPLICAÇÃO DOS PREÇOS DO COMBUSTÍVEL NOS CUSTOS DE GERAÇÃO ATUALFUTUROATUALFUTURO COMBUSTÍVEL1012,565130 (URÂNIO NATURAL)(2,5)(5,0)(-) O & M15 5 CAPITAL75 30 TOTAL100102,5100165 VARIAÇÃO2,5%65% COMPONENTES USINA NUCLEAR USINA CICLO COMBINADO A GÁS 5

13 CUSTO DE COMBUSTÍVEL: USINAS NUCLEARES X TÉRMICAS CONVENCIONAIS EM 2003

14 CONSTRUIR ANGRA 3 ?

15 S I M ! Angra 3 Angra 2 Angra 1

16 OBRIGADO !

17 Norte Nordeste Centro-Oeste Sudeste Sul Desenvolvimento sustentável; Expansão ao menor custo para a sociedade; Integração nacional dos sistemas elétricos; Expansão do sistema de transmissão; Priorização do aproveitamento do potencial hidrelétrico; Aproveitamento do Gás Natural para geração de energia; Diversificação da Matriz: uso de energias alternativas; Expansão do atendimento / Universalização do acesso. PRINCÍPIOS DO PLANEJAMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO

18 Visão Estratégica Estudos de Longo Prazo (até 30 anos) Visão Estratégica Estudos de Longo Prazo (até 30 anos) Visão de Programação Estudos de Curto Prazo (até 10 anos) Visão de Programação Estudos de Curto Prazo (até 10 anos) Plano Nacional de Energia Elétrica Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica referências diretrizes referências diretrizes Estudos de Médio Prazo (15 anos) Estudos de Médio Prazo (15 anos) O PLANEJAMENTO DO SETOR ELÉTRICO

19 – CARACTERÍSTICAS DA MATRIZ – PARTICIPAÇÃO HIDRELÉTRICA – CONTRIBUIÇÃO TÉRMICA – PAPEL DAS TÉRMICAS NUCLEARES SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO Visão Estratégica

20 PARTICIPAÇÃO DAS TÉRMICAS necessidade de uma definição estratégica para a adequação dos fornecedores de insumos e equipamentos, direcionamento da engenharia nacional, com conseqüente sinalização do preço final esperado para a energia e orientação na tomada de decisão dos investidores Fonte: Um “Porto de Destino” para o Sistema Elétrico Brasileiro - disponível em http://ecen.com

21 PARTICIPAÇÃO DAS TÉRMICAS acréscimo de capacidade instalada por tipo de central Fonte: Um “Porto de Destino” para o Sistema Elétrico Brasileiro - disponível em http://ecen.com

22 – IMPLANTAÇÃO DE USINAS – NECESSIDADES DE INVESTIMENTO – RISCOS DE DEFICIT – LEILÕES DE ENERGIA SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO Visão de Programação

23 Expansão da oferta e Atendimento à demanda Expansão de oferta licitada até final de 2004Oferta existente até final de 2004 Necessidades para licitação a partir de 2005Oferta TOTALCarga de energia [MWmédio] Fonte: MME

24 Hidrelétricas a partir de 2010 Belo Monte – 3.340 MW médios –5.500 MW na 1 ª fase –Pedido de autorização encaminhado ao Congresso Rio Madeira – 4.480 MW médios –2.185 MW médios UHE Santo Antonio –2.285 MW médios UHE Jauru Outras hidroelétricas –Rios Parnaíba, Tibagi, das Almas, Maranhão, Chopim pequenas UHE 1.232 MW médios estimados – Bacia do Tocantins – maiores UHE 2.200 MW médios Fonte: ABCE

25 Expansão da Geração e Atendimento à Demanda (situação atual estoque) A – 45 UHE´s em implantação, a partir de 2005 (13.037 MW) Fonte: ABCE

26 Expansão da Geração Previsão de Usinas a Licitar em 2005 B – 17 UHE´s (2.829 MW) + térmicas + PROINFA Fonte: ABCE 13 incluídas no leilão 02/2005

27 NECESSIDADE DE INVESTIMENTO médio: R$ 4.425 / kW*máximo: 6.384 /kW* AproveitamentoPotência Instalada (MW)Investimento (MR$)R$ / kW* BAGUARI 140,00522,903.735,00 BARRA POMBA 80,00390,604.882,50 CAMBUCI 50,00270,805.416,00 DARDANELOS 261,00908,703.481,61 FOZ DO RIO CLARO 67,00303,504.529,85 IPUEIRAS 480,002.532,305.275,63 MAUÁ 369,901.152,80 3.116,52 PASSO DE SÃO JOÃO 71,10281,103.953,59 PAULISTAS 53,60342,20 6.384,33 RETIRO BAIXO 82,00284,503.469,51 SALTO GRANDE DO CHOPIM 53,40215,804.041,20 SÃO JOSÉ 51,00215,404.223,53 SIMPLÍCIO 305,701534,405.019,30 Fonte: anexo 1 ao edital do leilão 02/2005 - ANEEL *com JDC

28 ANGRA 3: R$ 6.160 / kW* CONDIÇÕES GERAIS PARA A IMPLANTAÇÃO POTÊNCIA: 1.350 MW REFERÊNCIA: Angra 2 CONSTRUÇÃO: 66 Meses PROGRESSO ATUAL: 30% PREPARAÇÃO : 12 Meses Local Preparado Projeto Avançado Suprimento Importado em Estágio Avançado Financiamento Internacional garantido EIA/RIMA já submetido ao IBAMA ORÇAMENTO: MR$ 8.318 com JDC Principais Conclusões de Estudos da própria ELETRONUCLEAR e de Avaliações Independentes com JDC

29 NECESSIDADES DE INVESTIMENTO Fonte: MME Média: US$ 1.350/kW* *sem JDC

30 ANGRA 3: US$ 1.359/kW* ORÇAMENTO POR INSTITUIÇÃO NACIONAL ELETRONUCLEAR - Prelim. ELETRONUCLEAR - Prelim. MUS$ 1.890 (Jun-01: US$/R$=1,70) EPRI - USA * EPRI - USA * MUS$ 1.727 (Jun-01* : US$/R$=1,70) EDF - França EDF - França MUS$ 1.605 (Jun-01: US$/R$=1,70) IBERDROLA - Espanha IBERDROLA - Espanha MUS$ 1.800 (Jun-01: US$/R$=1,70) ELETRONUCLEAR - Final ELETRONUCLEAR - Final MUS$ 1.770 (Jun-01: US$/R$=1,70) F U S P (MUS$) F U S P (MUS$) Licenciamento:...........10,9 Engenharia Nac.:........88,4 Engenharia Imp.:........76,1 Equip. Nac.:...............417,4 Equip.Imp.:...............295,4 Construção Civil:......285,9 Montagem:...............270,9 Comissionamento:.....90,1 Pré-Operacionais:......17,8 Outras:......................190,6 Contingenciais:...........92,0 -TOTAL:.1.835,2 -TOTAL:...................1.835,2 -Moeda Nacional:1.263,0 -Moeda Nacional:...1.263,0 -Moeda Estrang.: 572,2 -Moeda Estrang.:...... 572,2 FUSP - SP FUSP - SP MUS$ 1.835 (Dez-01: US$/R$=2,40 MUS$ 1.835 (Dez-01: US$/R$=2,40) Res CNPE 05/01 Dez-2001 sem JDC

31 RISCO DE DEFICIT (caso de referência) Fonte: CCPE COM COM UTE’s indicativas no NE e SE, UHE’s Belo Monte, do Médio Tocantins e dos rios São Francisco e Parnaíba

32 LEILÕES DE ENERGIA ELÉTRICA REALIZADOS (energia “velha”) Demanda Contratada Demanda Não atendida Pre ç o M é dio Produto 20059054 MW99 MW 57,51 Produto 20066782 MW630 MW 67,33 Produto 20071172 MW- 75,46 Produto 20081325 MW1829 MW 83,13 Produto 20091.166 MW803 MW 94,91 200520062007 2008 2009 201020112012 2013 2014 20152016 Usinas Novas (próximo leilão) } 7 de dezembro de 2004 11 de outubro de 2005 2 de abril de 2005 Usinas Velhas

33 LEILÃO DE ENERGIA ELÉTRICA “NOVA” 16 de dezembro de 2005 APROVEITAMENTOPOTÊNCIA INSTALADA (MW) BAGUARI 140,0 BARRA POMBA 80,0 CAMBUCI 50,0 DARDANELOS 261,0 FOZ DO RIO CLARO 67,0 IPUEIRAS 480,0 MAUÁ 369,9 PASSO DE SÃO JOÃO 71,1 PAULISTAS 53,6 RETIRO BAIXO 82,0 SALTO GRANDE DO CHOPIM 53,4 SÃO JOSÉ 51,0 SIMPLÍCIO 305,7 HIDRELÉTRICAS 13 AHE TOTAL 2.064,7 MW Investimento médio: R$ 4.425 / kW TARIFA R$ 110 -120 MWh (?) Fonte: ANEEL

34 LEILÃO DE ENERGIA ELÉTRICA “NOVA” 16 de dezembro de 2005 TARIFA: carvão +/- R$ 140 gás/óleo > R$ 160 MWh Fonte: ANEEL ? TÉRMICAS

35 ANGRA 1 e 2: R$ 122,00/MWh CÁLCULO DA TARIFA DE EQUILÍBRIO EM 2005 PELA ELETRONUCLEAR

36 ANGRA 3: R$ 144,00/MWh CÁLCULO DA TARIFA DE ATRATIVIDADE PELA ELETRONUCLEAR RESULTADOS (Caso Base) TIR = 10,34 % a. a. TARIFA = R$ 144,00 / MWh Payback Desc = 22 Anos FONTE RECURSOS  FONTE RECURSOS (Dez-2004) ELB: MR$ 3.172,2 (44%) BNDES: MR$ 1.586,1 (22%) Bco S.G.: MR$ 2.451,3 (34%) Total: MR$ 7.209,6 CENÁRIO BASE  CENÁRIO BASE US$ / R$ = 2,80 (Dez-2004) Taxa ELETROBRÁS = 12% Taxa BNDES = TJLP = 10,5% Taxa Bco S.G. = 5,15% +Taxas Potência Bruta = 1.435 MWe Duração Paradas = 25 Dias  MÉTODO CAPM CAPITAL COST PRICING MODEL Precificação do Custo de Capital para cálculo da TMA (Taxa Mínima de Atratividade)   MÉTODO WAAC: WEIGHTED AVERAGE COST OF CAPITAL Custo Ponderado de Capital para calcular o Custo Médio de Capital  VARIANTES DE CÁLCULO: Cruzamento 4 Cenários Técnico-Econômicos com 4 Alternativas de Fontes de Recursos (16 Variantes)  CONDIÇÕES DE FINANCIAMENTO: Carência de 6 Meses após Início de Operação Comercial e Prazo de Amortização de 15 Anos  CARGA INICIAL DE COMBUSTÍVEL: R$ 440 Milhões (Base: Dez-2004) Preparação para Novas Apreciações CNPE

37 Othon Luiz Pinheiro da Silva Diretor-Presidente da ELETRONUCLEAR INSERÇÃO NO CONTEXTO DO PLANEJAMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL Rio de Janeiro, 17 de novembro de 2005 Seminário FIRJAN ANGRA 3