ITAIPU Reflexos a Médio Prazo COMITÊ DAS ROTAS DE INTEGRAÇÃO DA AMERICA LATINA – CRIAS 7° Congresso do CRIAS 1

ITAIPÚ Binacional 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. 2

O “NOVO ACORDO DE ITAIPÚ” 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. 3

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. 4

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. 5

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. 6

“NOVO ACORDO DE ITAIPÚ” - EXERCÍCIO Usando a Tarifa Média de 2008 de Itaipú calculada pela ANEEL de 113,76 R$/MWh 7

“NOVO 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 8

Beneficiados = mercado livre, devido a maior oferta 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 9

Principais Questões do Setor Elétrico 10

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 EPE Dificuldade/Impasse Licenciamento Ambiental Empreendimentos Despacho sem Transparência, sem a Função Custo e sem Indicadores de Desempenho Carga tributária de 44% 11

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 Evita interferência com Estados (não conflita com concessão distribuição)‏ Prevê regime de concessão para transporte (novos dutos)‏ Modelo (concessão X partilha) para segmento de E&P Retomada rodadas ANP Necessidade de precificação do gás com isenção do atual monopólio 12

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 13

Leilão de Energia Nova: Energia Negociada (MWmédio) por Ano de Início de Suprimento 14 14

Participação das Fontes nos Leilões de Energia Nova 15 15

Evolução dos Preços de Suprimento 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 16

Evolução dos Preços de Suprimento O EXERCICIO com ITAIPÚ agrega mais 2% 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 17

INTEGRAÇÃO ENERGÉTICA COMITÊ DAS ROTAS DE INTEGRAÇÃO DA AMERICA LATINA – CRIAS 7° Congresso do CRIAS 18

Integração Energética Integração Norte Importação de energia da Venezuela (Boa Vista – 200 MW)‏ Venezuela Venezuela Guianas Integração Pequenos Mercados - Bolivia Atendimento a pequenos mercados de fronteira Colombia Equador Gas Natural - Bolivia Contrato de 30 MM3/dia Contrato suprimento UTE Cuiabá Brazil Brazil Peru Bolivia Brasil - Paraguai Itaipu Binacional – UHE Itaipu – 5.600MW Paraguai Paraguay Gás Natural Energia Elétrica 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 Uruguai Urug Argentina Argentina Chile 19

Interconexão com a Argentina 20

Interconexão com a Argentina e o Uruguai 21

Interconexão do GÁS 22

Obrigado Edmundo Fernandes da Silva edmundo@seinfra.rs.gov.br 23