2 1 OBJETIVOS E JUSTIFICATIVA

(1)

Área de Atuação: Energia Página: 39

2 CARACTERÍSTICAS DO EMPREENDIMENTO

2.1 OBJETIVOS E JUSTIFICATIVA

O setor elétrico brasileiro, que no passado constituiu importante vetor de expansão econômica, poderá ser um condicionador da velocidade desse crescimento, uma vez que a oferta de energia veio acompanhando a demanda num ritmo inferior. No período de 1991 a 1994, o consumo total de energia elétrica no Brasil aumentou a uma taxa média de 3,5% a.a., enquanto o PIB a 2,8% a.a. Nos seis anos seguintes, enquanto a taxa média do consumo subiu para 4,5% a.a. o PIB chegou apenas a 2,6% a.a.

No entanto, nesse ínterim, a oferta de energia elétrica cresceu mais lentamente que o consumo: da década de 80 para a de 90 o crescimento da capacidade instalada caiu de 4,8% a.a. para 3,3% a.a. Como referência, nos últimos seis anos (de 1996 a 2000) o aumento da oferta de energia elétrica foi de 3,8% a.a., índice inferior ao do consumo.

Esta característica do mercado brasileiro de energia elétrica de apresentar taxas superiores às do PIB, aliada ao descompasso entre o crescimento da oferta e da demanda, constitui um potencial entrave à rápida retomada do crescimento econômico.

Atualmente, o Brasil detém todas as condições para iniciar um novo ciclo de expansão ao longo desta década, com a taxa de inflação convergindo para patamares internacionais, os juros domésticos em queda e a dívida pública e o déficit em conta corrente assumindo trajetórias declinantes como percentagem do PIB. Perspectivas de crescimento como estas não ocorrem desde a época áurea dos anos 70, quando as reformas de 1964/1967 geraram, em um contexto externo favorável, bases para a expansão do desenvolvimento.

2.1.1 Demanda por Energia Elétrica – Quadro Retrospectivo

Na década de 1980, apesar da estagnação da atividade, o consumo de energia elétrica no País continuou crescendo a taxas significativamente elevadas (5,9% a.a.), grande parte em função da maturação dos projetos industriais propostos no II Plano Nacional de Desenvolvimento – II PND e implantados ao final dos anos 70; e pela constante queda do nível tarifário. No período, o PIB aumentou em média 1,6% a.a. Na década seguinte, o consumo passou para uma taxa média de 4,1% a.a., enquanto o PIB foi para 2,6% a.a. O significativo crescimento da demanda residencial, na década de 90, foi inicialmente motivada pela explosão do consumo resultante da primeira fase do Plano Real, em função do aumento do poder aquisitivo das classes sociais de menor renda e do restabelecimento dos mecanismos de crédito, cujo reflexo foi extremamente nítido nas vendas de eletroeletrônicos.

Nos indicadores de expansão 2003/2012 (MME, 2002 – www.ccpe.gov.br) apresenta-se os quadros a seguir onde são observadas a Distribuição Regional de Consumo e a Projeção do Consumo por classes (ambos para o período de 2002-2012).

(2)

Fonte: www.ccpe.gov.br - Acessado em Novembro de 2004

A seguir demonstram-se os quadros que relacionam para 31/10/2002 as UHEs em diversos estágios: Operação Despachadas; Construção, Motorização, concessão da ANEEL; Aguardando Outorga; Indicativar (segundo CCPE, 2002)

Com relação aos empreendimentos considerados, levaram-se também em conta as respectivas situações ambientais, dando-se preferência àqueles de menor complexidade nesse campo e promovendo-se as substituições necessárias, sempre que possível. Ainda assim, há que se reconhecer a permanência de alguns projetos ambientalmente mais delicados no rol do plano de oferta, quase sempre em função de sua importância estratégica (CCPE, 2002).

(3)

Sistema Interligado Brasileiro

UHEs em Operação Despachadas Centralizadamente (em 31/10/02)

USINA Potência (MW) Empresas Estado

AGUA VERMELHA 1396,2 TIETÊ SP/MG

ÁLVARO SOUZALIMA 144,0 TIETÊ SP

ARMANDO A. LAYDNER 97,8 DUKE ENERGY SP

ARMANDO S. DE OLIVEIRA 32,0 TIETÊ SP

BARRA BONITA 140,0 TIETÊ SP

BOA ESPERANÇA 225,0 CHESF PI/MA

CACHOEIRA DOURADA 658,0 CDSA GO

CACONDE 80,4 TIETÊ SP

CAMARGOS 46,0 CEMIG MG

CANA BRAVA 471,6 CONS. E. MERIDIONAL GO

CANOAS I 82,5 DUKE ENERGY / CBA SP/PR

CANOAS II 72,0 DUKE ENERGY / CBA SP/PR

CAPIVARA 640,0 DUKE ENERGY SP/PR

CHAVANTES 414,0 DUKE ENERGY SP/PR

COMP. PAULO AFONSO-MOXOTÓ 4285,0 CHESF AL/BA

CORUMBÁ I 375,0 FURNAS GO

CURUÁ-UMA 30,0 CELPA PA

DONA FRANCISCA 125,0 DFESA RS

EMBORCAÇÃO 1192,0 CEMIG MG

ESTREITO 1104,0 FURNAS SP/MG

EUCLIDES DA CUNHA 108,8 TIETÊ SP

FONTES A+BC 132,0 LIGHT RJ

FUNIL 222,0 FURNAS RJ

FURNAS 1312,0 FURNAS MG

G. BENTO MUNHOZ R. NETO 1676,0 COPEL PR

GUILMAN-AMORIM 140,0 CAUÊ/B.MINEIRA MG

HENRY BORDEN 888,0 EMAE SP

IBITINGA 131,4 TIETÊ SP

IGARAPAVA 210,0 CEMIG/CONS MG/SP

ILHA DOS POMBOS 183,0 LIGHT RJ

ILHA SOLTEIRA EQV. 4251,5 CESP SP/MS

ITÁ 1450,0 TRACTEBEL/ITASA SC/RS

ITAIPU (1) 12600,0 ITAIPU PR

ITAPARICA 1500,0 CHESF PE/BA

ITAÚBA 500,0 CEEE RS

ITUMBIARA 2280,0 FURNAS GO/MS

ITUTINGA 52,0 CEMIG MG

JACUÍ 180,0 CEEE RS

JAGUARA 424,0 CEMIG MG/SP

JAGUARI 27,6 CESP SP

JUPIÁ 1551,2 CESP SP/MS

LAJEADO 902,5 CONS. LAJEADO TO

LUCAS NOGUEIRA GARCEZ 72,0 CESP SP/PR

MACHADINHO 1140,0 C. MACHADINHO SC/RS

MANSO 210,0 FURNAS/CONS. MT

MARIMBONDO 1488,0 FURNAS MG/SP

MASCARENHAS 131,0 ESCELSA ES

MASCARENHAS DE MORAES 478,0 FURNAS MG

MIRANDA 408,0 CEMIG MG

NILO PEÇANHA 380,0 LIGHT RJ

NOVA AVANHADAVA 347,4 TIETÊ SP

NOVA PONTE 510,0 CEMIG MG

PARAIBUNA 85,0 CESP SP

PARIGOT DE SOUZA 260, COPEL PR

PASSO FUNDO 226,0 TRACTEBEL RS

PASSO REAL 158,0 CEEE RS

PEREIRA PASSOS 100,0 LIGHT RJ

PIRAJU 80,0 CBA SP

PORTO COLÔMBIA 328,0 FURNAS SP/MG

PORTO ESTRELA 112,0 CONS. P. ESTRELA MG

PORTO PRIMAVERA (2) 1430,0 CESP SP/MS

PROMISSÃO 264,0 TIETÊ SP

ROSAL 55,0 ROSAL ENERGIA RJ

ROSANA 372,0 DUKE ENERGY SP/PR

SÁ CARVALHO 78,0 ACESITA MG

SALTO CAXIAS 1240,0 COPEL PR

SALTO GRANDE 102,0 CEMIG MG

SALTO OSÓRIO 1078,0 TRACTEBEL PR

(4)

Continuação

SALTO SANTIAGO 1420,0 TRACTEBEL PR

SANTA BRANCA 58,0 LIGHT SP

SANTA CLARA 60,0 C. E. STA. CLARA BA/MG

SÃO SIMÃO 1710,0 CEMIG MG/GO

SEGREDO 1260,0 COPEL PR

SERRA DA MESA 1275,0 FURNAS GO

SOBRADINHO 1050,0 CHESF BA

SOBRAGI 60,0 COM MG

TAQUARUÇU 554,0 DUKE ENERGY SP/PR

TRÊS MARIAS 396,0 CEMIG MG

TUCURUÍ 4.240,0 ELETRONORTE PA

VOLTA GRANDE 380,0 CEMIG MG/SP

XINGÓ 3.000,0 CHESF AL/SE

TOTAL (MW) 68.927,9

(1) 18/20 Usinas em Operação. (2) 13/14 Usinas em Operação.

(5)

(6)

(7)

Em relação à expansão de oferta de energia elétrica para o sistema interligado no período 2003-2012 foram utilizados os cenários de evolução do Mercado e da Carga Própria de Energia Elétrica aprovados pelo Comitê Técnico para Estudos de Mercado.

CTEM/CCPE, que consideram três situações:

Cenário de crescimento baixo;

Cenário de crescimento médio (Cenário de Referência);

Cenário de crescimento alto.

(8)

Para cada um dos cenários de mercado elaborados pelo CTEM foram verificadas, inicialmente, as condições de atendimento do Sistema, considerando-se apenas os empreendimentos em operação, construção e motorização. Posteriormente, para cada um desses mercados foram f ormulados dois cenários de expansão da oferta, denominados Cenários A e B.

O Quadro a seguir apresenta a totalidade da Oferta de Geração Disponível Hidrelétricapara alocação ao longo do horizonte do Plano Decenal.

A seguir, apresentam-se as hipóteses em cada um dos cenários de oferta.

Cenário A – Neste cenário de oferta são considerados, além de todas as usinas existentes

no parque gerador do Sistema Interligado Nacional e as importações de energia de outros países, os seguintes empreendimentos de geração hidrelétrica:

UHEs em construção/motorização, entrando em operação nas datas previstas pela ANEEL;

UHEs já licitadas, entrando em operação nas datas previstas pela ANEEL;

Cenário B – Neste cenário de oferta considerou-se a maioria dos empreendimentos do

cenário A, introduzindo-se porém algumas alterações que resultam no seguinte Quadro:

UHEs em construção/motorização, entrando em operação nas datas previstas pela ANEEL;

UHEs já licitadas, entrando em operação nas datas em que forem necessárias para o ajuste oferta x demanda;

Considerando-se os Resultados dos Estudos de Expansão - Considerando-se o Mercado de Referência (Fonte: www.ccpe.gov.br), tem –se a configuração demonstrada nos quadros a seguir.

(9)

Mercado Referência – Cenário de Oferta A Evolução da Capacidade Instalada (Incluindo Importação)

Mercado Referência – Cenário de Oferta B Evolução da Capacidade Instalada (Incluindo Importação)

Na seqüência, o fator que contribuiu para a aceleração do consumo residencial de energia elétrica foi o crescimento do setor informal da economia, que transfere o desenvolvimento de atividades para o âmbito dos domicílios, que anteriormente ocorriam nas indústrias ou no comércio (pequenos escritórios e oficinas de prestação de serviços).

(10)

2.1.2 Oferta de Energia Elétrica Limitador do Crescimento Econômico

A análise da evolução da capacidade nominal instalada com relação à geração de energia elétrica, no período de 1980 a 2000, indicava um risco crescente de déficit do sistema. A expansão da capacidade instalada do sistema, observada entre os períodos 1981/1990 e 1991/2000, apresentou uma redução de sua taxa de 4,8% a.a. para 3,3% a.a., respectivamente, enquanto o consumo, apesar da queda observada, ainda se manteve elevado.

O sistema praticamente conviveu com uma situação de esgotamento da capacidade ociosa existente, uma vez que não se implementou nenhum tipo de racionamento do uso da energia. Esta situação limítrofe se sustentou, basicamente, em função dos projetos hidrelétricos implantados no passado possuírem um dimensionamento que previa o crescimento da demanda por diversos anos.

Apesar deste grau de antecipação do investimento ser um procedimento inerente ao modelo baseado na hidroeletricidade, a oferta de nova capacidade é relativamente inelástica. A expansão observada nas duas últimas décadas se deve basicamente ao modelo regulador anterior, de responsabilidade da ELETROBRÁS, que planejava o aumento da oferta com base no crescimento da demanda informada pelas distribuidoras, sem o estabelecimento de compromissos de compra futura e estimulada pela remuneração garantida baseada no custo de serviço, mesmo que apenas contábil, em função do controle tarifário do governo.

O parque gerador de energia elétrica brasileiro está predominantemente composto por usinas hidrelétricas (91% da potência instalada total). As usinas termoelétricas (9% restantes) são utilizadas nos sistemas interligados, na complementação da geração hidráulica nos períodos de seca e picos de demanda. A geração térmica também vem sendo utilizada no suprimento de sistemas isolados, principalmente nas regiões Norte e Centro-Oeste do Brasil. A predominância da geração de energia de origem hidráulica deve perdurar ainda por um longo período, face ao amplo potencial hidrelétrico economicamente competitivo do País.

(11)

Capacidade Instalada Tipo Nº de (kW) Nº de (kW) Usinas Usinas Hidro 558 68.264.167 70,44 558 68.264.167 70,44 Gás Natural 67 8.292.952 8,56 90 9.191.252 9,48 Processo 23 898.300 0,93

Petróleo Óleo Disel 446 3.681.003 3,8 465 4.849.281 5

Óleo Residual 19 1.168.278 1,21

Bagaço de Cana 210 2.106.804 2,17

Biomassa Licor Negro 12 687.052 0,71

Madeira 19 168.632 0,17 245 2.988.918 3,08

Biogás 2 20.030 0,02

Casca de Arroz 2 6.400 0,01

Nuclear 2 2.007.000 2,07 2 2.007.000 2,07

Carvão Mineral Carvão Mineral 7 1.415.000 1,46 7 1.415.000 1,46

Eólica 11 28.625 0,03 11 28.625 0,03 Paraguai 5.650.000 2,33 Importação Argentina 2.250.000 5,85 Venezuela 200.000 0,08 8.170.000 8,43 Uruguai 70.000 0,2 Total 1.378 96.914.243 100 1.378 96.914.243 100 Empreendimentos em Operação Matriz de Energia Elétrica

% %

Total

2.1.3 Plano Decenal de Expansão 2003/2012

O Plano Decenal de Expansão da oferta de energia elétrica (2003/2012) foi desenvolvido no âmbito do Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos – CCPE da ELETROBRÁS e está composto pelos programas decenais de geração, de transmissão e de distribuição.

Segundo CCPE (2002) - Para efeito do planejamento da expansão da oferta, em atendimento às projeções da evolução do consumo de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional, foram considerados três cenários de mercado: Mercado Alto, definido por um crescimento anual médio de 6,0%; Mercado de Referência, com taxa anual média de 5,1% ao ano; e Mercado Baixo, com taxa anual média de 3,2%. Além destas taxas, as projeções de carga própria foram também condicionadas pelos valores atualmente vigentes, que, ainda sob influência do racionamento e da crise recessiva, se apresentam em níveis equivalentes ao do consumo de aproximadamente três anos atrás.

No caso dos reservatórios, diante dos efeitos do racionamento ocorrido no exercício anterior, deve-se destacar que os dados atuais (em 31/10/2002) mostram um expressivo nível de armazenamento nas regiões mais críticas, com 42,9% no Sudeste/Centro-Oeste, contra os 21,5% observados em 2001, e de 24,4% no Nordeste, contra 15,3%, no mesmo período do ano anterior. Quanto à capacidade instalada, registra-se um valor total de 82.912 MW, nessa mesma data (31/10/2002), representando um acréscimo de cerca de 3.000 MW em relação aos dados do Plano Decenal 2002/2011, dos quais 69% em novas usinas/ampliações hidrelétricas, 12% em termelétricas e 17% em importação.

O Programa Decenal de Geração identificou um conjunto de projetos necessários e factíveis de entrarem em operação no período 2003/2012 para a adequação aos critérios de atendimento ao mercado consumidor, e da legislação.

(12)

Os projetos indicativos, como são denominados, abrangem os empreendimentos, que apesar de não possuírem concessão ou autorização (outorga), têm permissão de estudos/projetos dada pela ANEEL. Neste conjunto, existem empreendimentos que não estavam programados no Ciclo de Planejamento do Programa, porém como os titulares dessas autorizações estão dando continuidade aos respectivos estudos/projetos, isto os credencia a serem indicados como possíveis alternativas para a ampliação da oferta de energia, embora ainda tenham de passar por todo o processo licitatório de outorga de concessão e de confirmação da viabilidade econômica/empresarial do interessado em sua implementação.

Conclusões e Recomendações extraídas do CCPE (2002):

1

O cenário de mercado de referência do ciclo atual apresenta uma redução de cerca de 8% no consumo total de 2011, quando comparado com as previsões do ciclo anterior. Tal valor representa uma redução de 47,1 TWh, correspondendo a 5.380 MWmed.

2

Nesse mesmo cenário, os resultados dos estudos mostram que apenas em 2008 o consumo per capita do país deverá voltar ao valor verificado em 2000, ou seja, ao patamar de 170kWh/mês.

3

Para o Caso de Oferta A (Legal), os custos marginais de operação mostram-se significativamente inferiores ao custo marginal de expansão até 2009 para o mercadode referência, evidenciando a possibilidade de haver interesse de uma revisão porparte dos investidores nos cronogramas de entrada em operação das usinas hidrelétricas licitadas.

4

Considerando o Caso de Oferta B (Ajustado) e os cenários de mercado baixo, referência e alto, ao longo do horizonte decenal haverá necessidade de uma expansão de potência instalada em 17.694 MW, 37.846 MW e 48.579 MW, respectivamente.

5

Com relação ao elenco de usinas hidrelétricas indicativas contempladas no Plano, evidencia-se a necessidade de se atualizarem os estudos disponíveis sobre as mesmas, de modo que todas possam ser avaliadas com base em níveis equânimes de conhecimento.

6 Conclui-se também ser imperioso e urgente prosseguir com os estudos de

inventário das principais bacias hidrográficas do país e com as viabilidades dos

aproveitamentos hidrelétricos, visando não só o Plano Decenal, mas também o

planejamento de longo prazo.

2.1.4 A UHE Mauá no Contexto do Sistema Elétrico

A prenunciada crise energética brasileira atual, decorrente da falta de novos investimentos no setor de energia nos anos 90, que fez atrasar várias obras previstas nos vários planos de expansão das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS, mostrou a insuficiência do Estado para suprir a demanda crescente. A crise econômica brasileira dos anos 80 e

(13)

90 manteve esta demanda reprimida e é fato que o setor privado vem se lançando a buscar o suprimento próprio de energia, aliviando o setor público do ônus do investimento.

O atual cenário do setor elétrico brasileiro, tendo em vista a crescente demanda do mercado consumidor de energia elétrica, é propício à análise de empreendimentos situados nas regiões Sul e Sudeste.

Dentre as diversas bacias hidrográficas brasileiras adequadas para o aproveitamento intensivo de seu potencial hidráulico, a do rio Tibagi permanece ainda pouco desenvolvida, embora tenha sido objeto de diversos estudos de aproveitamento do potencial hidrelétrico desde a década de 60. A Usina Presidente Vargas, com 22,5 MW de potência instalada e operando desde 1952, é a maior das oito usinas hidrelétricas implantadas na bacia.

A partir da década de 90, sendo permitida a atuação da iniciativa privada no setor elétrico brasileiro, os estudos na bacia do rio Tibagi se intensificaram, havendo diversos locais inventariados para os quais foram ou estão sendo desenvolvidos estudos de viabilidade técnico-econômica e ambiental.

A usina de Mauá, objeto do presente documento, situa-se na área de atuação da COPEL que é uma das maiores empresas do setor elétrico brasileiro e atende hoje a mais de 3 milhões de clientes, em 393 municípios. Tem 18 usinas (17 hidrelétricas e 1 termelétrica), com capacidade instalada total de 4.550 MW. São 6.977 km de linhas de transmissão, 360 subestações e 165.167 km de linhas de distribuição, por transporte, entendem-se as Linhas e Subestações nas tensões de 500 kV, 230 kV, 138 kV e 69 kV. As usinas e linhas de transmissão da COPEL alimentam todas as regiões do Estado do Paraná e uma significativa porção excedente é exportada para o resto do país. Em termos percentuais, a COPEL, sozinha, responde por 5,47% de toda a energia consumida no Brasil.

O sistema elétrico da COPEL na região do aproveitamento, mostrado na Figura 2.1.1, é constituído basicamente pelo sistemas de 230 kV da subestação de Figueira associada à Usina Termelétrica a carvão de Figueira que esta interligada às SE’s Chavantes, Jaguariaíva, Ponta Grossa Norte e Apucarana.

Ressalta-se que, de acordo com a legislação atual, todas as obras associadas à conexão de uma usina ao sistema elétrico interligado serão de responsabilidade do concessionário da usina, enquanto aquelas adequações e reforços nos sistemas seriam de responsabilidade da empresa distribuidora envolvida.

(14)

Data: 25/11/2004

UHE Mauá

Figura 2.1.1 - Sistema de Produção e Transmissão de Energia na Região da UHE Mauá No presente ano de 2004, a CNEC apresentou os estudos em desenvolvimento para a UHE Mauá ao Ministério de Minas e Energia e ao IBAMA, relatando seus aspectos de custos-benefícios econômicos e ambientais.

Com o índice custo-benefício (ICB) da usina de Mauá em torno de 21,7 US$/MWh (ou 23,1US$/MWh quando considerados os custos de conexão ao sistema Interligado Nacional) e considerando o custo marginal de expansão da geração de 30,0 US$/MWh, apresentado pelo Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos - CCPE para o horizonte decenal 2001 a 2010, observa-se ser o ICB da UHE Mauá é inferior ao custo marginal de expansão.

De acordo com o registrado no Plano Decenal de Expansão 2003/2012, a previsão de crescimento do consumo total de energia elétrica das concessionárias para todo o país é de 5,7 % ao ano, com o montante de energia em 2012 de 510,1 TWh.

Considerando um prazo de construção de 40 meses para a primeira unidade geradora e um prazo de cerca de 12 meses para a análise dos Estudos de Viabilidade e do EIA/RIMA, incluindo-se a realização de Audiência Pública e demais procedimentos do licenciamento ambiental e da licitação e outorga de concessão, entende-se ser plenamente justificável a entrada em operação comercial do empreendimento no decorrer de 2009.