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

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

APROVEITAMENTO DO POTENCIAL HIDRELÉTRICO NO MUNDO

EVOLUÇÃO APROVEITAMENTO DO POTENCIAL HIDRELÉTRICO NO BRASIL

APROVEITAMENTO DO POTENCIAL HIDRELÉTRICO REMANESCENTE NO BRASIL Fonte: BEN MME

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

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

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 ( MW) B – 17 UHE´s (2.829 MW) + térmicas + PROINFA O parque gerador existente em jan/05 será absorvido até 2006/07

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

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

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

CUSTO DE COMBUSTÍVEL: USINAS NUCLEARES X TÉRMICAS CONVENCIONAIS EM 2003

CONSTRUIR ANGRA 3 ?

S I M ! Angra 3 Angra 2 Angra 1

OBRIGADO !

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

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

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

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

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

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

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

Hidrelétricas a partir de 2010 Belo Monte – MW médios –5.500 MW na 1 ª fase –Pedido de autorização encaminhado ao Congresso Rio Madeira – 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 MW médios estimados – Bacia do Tocantins – maiores UHE MW médios Fonte: ABCE

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

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

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

ANGRA 3: R$ / kW* CONDIÇÕES GERAIS PARA A IMPLANTAÇÃO POTÊNCIA: 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$ com JDC Principais Conclusões de Estudos da própria ELETRONUCLEAR e de Avaliações Independentes com JDC

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

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

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

LEILÕES DE ENERGIA ELÉTRICA REALIZADOS (energia “velha”) Demanda Contratada Demanda Não atendida Pre ç o M é dio Produto MW99 MW 57,51 Produto MW630 MW 67,33 Produto MW- 75,46 Produto MW1829 MW 83,13 Produto MW803 MW 94, Usinas Novas (próximo leilão) } 7 de dezembro de de outubro de de abril de 2005 Usinas Velhas

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$ / kW TARIFA R$ MWh (?) Fonte: ANEEL

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

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

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 = 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

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