31/12/2001 - Banco Central do Brasil

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31/12/2001 - Banco Central do Brasil
31 de dezembro de 2001
O programa de racionamento de energia elétrica no Brasil foi bem sucedido. A forte redução na
demanda associada ao uso de energia emergencial evitou os apagões e reduziu para 5% a
probabilidade de continuidade do racionamento de eletricidade após fevereiro de 2002. As metas
para a redução do consumo de eletricidade foram flexibilizadas para os indivíduos e para o
comércio. Com início em dezembro de 2001 e com vigência até fevereiro de 2002, as metas de
racionamento caíram de 20% para 12% na região Sudeste/Centro-Oeste e para 17% na região
Nordeste (metas de redução com base no consumo médio em maio-julho de 2000). Para a região
Norte, a meta de racionamento caiu de 15% para 5% (comparado com o consumo médio em
julho-setembro de 2000). Os consumidores podem escolher entre essas novas metas ou a redução
de seu consumo em 20% com base no consumo do mesmo mês do ano anterior. As cidades
turísticas beneficiaram-se de metas ainda mais flexíveis. Abaixo encontram-se os resultados
preliminares do programa de racionamento de eletricidade, juntamente com uma descrição dos
recursos brasileiros para geração de eletricidade e as perspectivas para investimento.
O Problema Energético
As hidroelétricas de todas as regiões brasileiras estão operando acima dos níveis críticos (Gráfico
1). Os níveis críticos (de emergência), abaixo dos quais a geração de energia fica impossibilitada,
são de aproximadamente 10% da capacidade máxima. Níveis de segurança (confortáveis) são
estimados em 40% da capacidade máxima na estação seca. Em abril, devido a uma seca
anormalmente intensa, o armazenamento das usinas hidroelétricas caiu para abaixo dos níveis de
segurança recomendados e, em alguns casos, abaixo dos níveis críticos. Isso levou ao
estabelecimento do programa de racionamento de energia. As diretrizes do programa eram prevenir
apagões, minimizar o impacto do programa de racionamento sobre a renda e emprego e reafirmar a
confiança em uma solução de mercado, com competição e serviços de alta qualidade.
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Gráfico 1
Energia Acumulada como Proporção da Capacidade Total
Sudeste/Centro-Oeste = 6.12.2001
Estação Seca
Estação Chuvosa
Estação
Chuvosa
100%
90%
80%
1997
1998
70%
60%
1999
2000
50%
65.9%
44.5%
2001
40%
30%
18.2%
20%
10%
30/nov
31/out
1/out
1/set
2/ago
3/jul
3/jun
4/mai
4/abr
5/mar
3/fev
4/jan
0%
Nordeste = 6.12.2001
Estação Chuvosa
Estação Chuvosa
Estação Seca
100%
1997
90%
1998
80%
70.5%
70%
60%
50%
47.4%
1999
'
2001
40%
30%
21.10%
20%
10%
30/nov
31/out
1/out
1/set
2/ago
3/jul
3/jun
4/mai
4/abr
5/mar
3/fev
4/jan
0%
Fonte: Ministério das Minas e Energia (MME) e Câmara de Gestão da Crise de Energia (CGCE)
65,9%
44,5%
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18,2%
O plano de ação compreendia: a) a redução da demanda, b) um programa de emergência para
aumentar temporariamente a oferta de energia, e c) um programa estrutural para aumentar a oferta
de energia.
Redução da Demanda
Começando em junho de 2001, foi demandado às regiões Nordeste, Sudeste e Centro-Oeste um
corte de 20% sobre o consumo médio com relação ao período maio-julho de 2000. Em 1o. de julho
de 2001, requereu-se da região Norte um racionamento de 15% do consumo com relação ao período
julho-setembro de 2000. As metas de racionamento foram estabelecidas de acordo com as
04/jan
condições hidrológicas das regiões e o tipo de consumidor. Penalidades pelo não cumprimento (das
metas) foram aplicadas como anunciado, inclusive os programados cortes de energia e sobretaxas.
Durante o programa de racionamento de energia, o consumo médio no Brasil foi de 29,3 GW,
correspondendo a uma redução de 18,7% em relação a 1999. Comparado ao período de referência, a
região Norte atingiu uma redução de 19,4% entre junho e novembro, enquanto a redução na região
Nordeste foi de 17%, abaixo da meta, e na região Centro-Oeste/Sudeste de 18,6%, também abaixo
da meta (Tabela 1 e Gráfico 2).
No período compreendido entre os meses de dezembro de 2001 e fevereiro de 2002, as metas de
racionamento de energia para consumidores residenciais e comerciais foram reduzidas para melhor
atender o aumento sazonal da demanda. As novas metas foram também estabelecidas de acordo
com as condições hidrológicas de cada região, como, em 15 de novembro, a eletricidade acumulada
como proporção do total da capacidade na região Centro-Oeste/Sudeste já se encontrava acima dos
níveis de 1999 e 2000 (Gráfico 1).
Tabela 1
Racionamento de Consumo de Energia Elétrica
% acumulado em cada mês
Mês
Junho
Julho
Agosto
Setembro
Outubro
Novembro
CO/Se
Ne
N
19
21,7
19,5
18,6
17,3
15,2
19,7
21
18,9
16,1
13,9
12,6
9,8
18,5
20,2
18,9
19,5
Fonte: ONS
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Gráfico 2
Consumo e Geração de Eletricidade
Valores em MW médio, de junho a novembro de 2001
Engloba cerca de 95% do sistema interligado
* A redução de consumo diz respeito à data de referência, fixada de acordo com cada região.
Fonte: ONS
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Começando em 25 de junho de 2001, a Administradora de Serviços do Mercado Atacadista de
Energia Elétrica - ASMAE tem coordenado os leilões de energia elétrica entre os demandantes e
ofertantes líquidos de energia adicional, também no sentido de minimizar o impacto na economia
do racionamento de energia. Com o crescente acesso aos leilões, as companhias tem podido
comprar energia a custos decrescentes (Gráfico 3 e Tabela 2). O total transacionado desde o começo
dos leilões foi em média de 40.340 MW, correspondentes a R$7,5 milhões. Tais leilões são abertos
a pessoas físicas e jurídicas, desde que previamente autorizados pela ANEEL. Não há taxas.
Gráfico 3
Leilões de Energia Elétrica da ASMAE
R$
MWh
700
3000
Preço
2500
600
MWh
500
2000
400
1500
300
1000
200
500
100
10/dez
03/dez
26/nov
19/nov
12/nov
05/nov
29/out
22/out
15/out
08/out
01/out
24/set
17/set
10/set
03/set
27/ago
20/ago
13/ago
06/ago
30/jul
23/jul
16/jul
09/jul
02/jul
-
25/jun
0
Fonte: ASMAE
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Tabela 2
Leilões de Energia Elétrica da ASMAE
Data
10/dez
07/dez
05/dez
04/dez
03/dez
30/nov
29/nov
28/nov
27/nov
23/nov
21/nov
20/nov
19/nov
14/nov
09/nov
29/out
24/out
22/out
18/out
17/out
16/out
15/out
11/out
10/out
09/out
02/out
28/set
26/set
25/set
24/set
21/set
20/set
19/set
18/set
17/set
14/set
13/set
12/set
11/set
10/set
31/ago
24/ago
22/ago
21/ago
16/ago
15/ago
13/ago
10/ago
09/ago
07/ago
31/jul
26/jul
25/jul
24/jul
17/jul
16/jul
13/jul
28/jun
26/jun
25/jun
(MWh)
1700
1000
950
310
450
1300
140
250
50
200
330
300
300
500
400
100
100
50
410
800
800
250
2000
100
150
500
300
800
100
2000
1000
990
2840
450
1360
300
250
560
850
550
70
300
500
150
2300
1100
500
2650
1000
680
1710
700
200
400
700
350
350
250
540
100
Preço
(R$)
110
110
100
114
99
110
115
115
106
94
95
95
90
81
106
80
80
100
110
130
130
139
145
145
150
120
133
140
141
145
164
155
152
149
147
145
155
159
171
178
199
210
205
229
229
244
245
258
268
280
280
304
340
345
250
299
335
539
597
595
Volume
Negociado(R$)
187.000
110.000
95.000
35.340
44.550
143.000
16.100
28.750
5.300
18.702
31.350
28.470
27.000
40.250
42.200
7.989
7.990
5.000
45.100
104.000
104.000
34.750
290.000
14.500
22.455
59.880
39.900
112.000
14.112
290.000
164.000
153.450
431.680
67.100
199.920
43.500
38.750
89.040
145.350
97.773
13.930
62.931
102.500
34.275
525.550
268.400
122.500
683.700
267.990
190.380
478.783
212.800
68.000
138.000
175.000
104.650
117.250
134.750
322.380
59.500
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O Programa Emergencial
Para reduzir a necessidade de racionamento de eletricidade para um máximo de 5% para 2002 e
2003, e considerando que investimentos requerem certo tempo de maturação, a Câmara de Gestão
da Crise de Energia Elétrica implementou o seguinte plano de oferta emergencial:
•
aumento da oferta de energia, majoritariamente de origem externa, por tempo limitado;
•
designação de um negociante público de energia para comprar energia de produtores
independentes e grandes consumidores, além de arrendar ou comprar equipamentos de
geração. Esse negociante público de energia será destituído em dezembro de 2006.
As hipóteses para a elaboração do programa eram: 1) o pior cenário hidrológico no longo-prazo, 2)
uma redução permanente de 7% no consumo sobre as projeções prévias de 2002/2003, e 3)
capacidade atual de oferta mais conclusão de linhas de transmissão, usinas hidro e termoelétricas,
como projetado no programa estrutural, com uma defasagem de 90-dias como margem de segurança
embutida.
Geração de Eletricidade no Brasil
A capacidade instalada para a produção de energia elétrica no Brasil totalizou 75,4 GW em
novembro de 2001 (Tabela 3). Desse total, apenas 3,8% não está interligado através de linhas de
distribuição, o que significa que elas servem apenas municípios isolados nas regiões Norte e
Centro-Oeste. Em 5 anos a capacidade instalada interligada doméstica total cresceu 20% (Gráfico
4). Adicionando-se às importações do Paraguai, Uruguai, Argentina e Venezuela, a capacidade
instalada total para produção de energia elétrica atingiu 82,1 GW (Tabela 3).
Com relação à composição da matriz de energia elétrica, 82,6% da capacidade instalada doméstica é
(de natureza) hidroelétrica (em novembro de 2001), e 17,3% de termoelétricas convencionais. Do
total da capacidade doméstica para geração de energia, 46% se origina da região Sudeste e 25% da
região Sul. A energia elétrica importada atingiu 6.600 MW, 5.500MW dos quais originados da
participação do Paraguai em Itaipu (usina hidroelétrica binacional).
O número de usinas para geração de energia elétrica no Brasil chega a 1.067 (Tabela 4). O país tem
mais de 70.000 km em linhas de transmissão de tensão acima de 230 kV.
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Gráfico 4
Evolução da Capacidade Instalada para Geração de Eletricidade
Sistemas Interligados (em GW)
80
70
60
50
40
30
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001 *
* Em novembro de 2001.
Fonte: MME
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Tabela 3
Capacidade Instalada para Geração de Energia no Brasil
Sistemas interligados e isolados - Em novembro de 2001
Região
Região Norte
Eletronorte (Interligada)
Outras (Interligadas)
Outras (Isoladas)
Hidroelétricas Termoelétricas
Eólicas
4.926
4.041
287
598
2.184
2.184
Região Nordeste
Chesf
Outras
10.297
10.262
35
832
290
542
Região Sul
Itaipu Binacional 60Hz
Copel
Gerasul
Itasa
Ceee
Outras
16.322
6.300
4.530
2.724
1.450
929
389
2.503
-
-
995
0
1.508
-
Região Sudeste
Furnas
Cesp
Cemig
Cgeet
Eletronuclear
Emae
Outras
27.971
6.898
7.033
5.436
2.299
928
5.377
6.704
600
131
1.966
472
3.535
2.792
1.293
658
841
-
858
737
121
Região Centro-Oeste
Serra da Mesa
Cachoeira Dourada
Outras (Interligadas)
Outras (Isoladas)
TOTAL BRASIL - SISTEMA INTERLIGADO
PROPORÇÃO DO TOTAL BRASIL
TOTAL BRASIL - SISTEMA ISOLADO
PROPORÇÃO DO TOTAL BRASIL
TOTAL BRASIL
PROPORÇÃO DO TOTAL BRASIL
Importações
Paraguai - IB 50 Hz
Paraguai - Ande
Uruguai
Argentina
Venezuela
CAPACIDADE INSTALADA TOTAL
61.710
81,8%
598
0,8%
62.308
82,6%
Poporção
do Total
Doméstico
0
7.110
4.041
0
2.782
9,4%
5,4%
0,0%
3,7%
16
16
11.145
10.552
593
14,8%
14,0%
0,8%
3
18.828
6.300
4.533
3.719
1.450
929
1.897
25,0%
8,4%
6,0%
4,9%
1,9%
1,2%
2,5%
-
34.676
7.498
7.033
5.568
2.299
1.966
1.400
8.912
46,0%
9,9%
9,3%
7,4%
3,0%
2,6%
1,9%
11,8%
-
3.650
1.293
658
-
1.699
4,8%
1,7%
90,0%
0,0%
2,3%
-
3
10.776
14,3%
2.305
3,1%
13.081
17,3%
Total
1
1
-
19
0,0%
0
0,0%
19
0,0%
72.505
96,2%
2.903
3,8%
75.408
100,0%
6.680
5.500
50
70
1.000
60
96,2%
3,8%
100,0%
82.088
Fonte: MME
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Tabela 4
Número de Usinas no Brasil
Por Estado da Federação
Estado
Hidroelétricas Térmicas Petróleo Carvão Nuclear Biomassa Eólicas
RS
SC
PR
SP
RJ
MG
ES
DF
GO
MT
MS
BA
SE
AL
PE
PB
RN
CE
PI
MA
PA
TO
RO
AC
AM
RR
AP
39
36
49
97
19
119
14
1
9
34
5
14
2
1
6
1
1
1
4
14
12
3
1
1
TOTAL
483
5
2
19
10
3
2
2
15
1
3
-
-
1
1
34
2
3
2
4
1
1
1
2
1
53
3
3
1
-
1
3
44
7
50
17
97
74
8
363
-
2
-
7
2
3
6
12
110
3
1
4
4
2
3
1
1
150
1
1
3
3
1
9
Total
52
45
65
241
32
129
17
2
14
72
9
23
2
5
12
1
1
6
1
3
51
21
62
17
100
75
9
1.067
Fonte: MME
Perspectivas para o Suprimento de Energia Elétrica no Brasil
Considerando as usinas de energia já leiloadas, o crescimento na oferta de energia está estimado em
40.663 MW até 2009, ou 54% a mais sobre os níveis de 2000 (Tabela 4). Já estão em construção 32
termoelétricas, que gerarão 7.151 MW adicionais, 49 hidroelétricas (12.762 MW) e uma usina
eólica (2.4 MW). Espera-se que as linhas de transmissão cresçam mais 6.226 km até 2003, todas de
transmissão de alta tensão (500 kV). As subestações, que basicamente convertem alta tensão para
tensões adequadas ao consumo aumentarão 3.525 MVA até 2003. No sentido de encorajar
decisões de investimentos, o governo anunciará, dentro em breve, alterações no atual aparato
regulatório.
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Tabela 5
Crescimento da Oferta de Eletricidade no Brasil
(considerando apenas usinas de força já leiloadas)
Ano
Hidroelétrica
PCH
1/
Térmica
(gás)
Petróleo
Carvão
Biomassa
Total
2001
1.415,0
74,0
1.444,0
-
-
10,0
2.943
2002
3.626,0
364,0
4.464,0
-
-
83,0
8.537
2003
2.697,0
846,0
9.526,0
650,0
-
17,0
13.736
2004
3.177,0
27,0
2.172,0
11,0
689,0
-
6.076
2005
1.937,0
-
510,0
-
1.231,0
-
3.678
2006
3.113,0
-
510,0
-
-
-
3.623
2007
1.148,0
-
-
-
-
-
1.148
2008
284,0
-
-
-
-
-
284
2009
Total (MW)
641,0
-
-
18.036
1.311
18.626
661
1.919
Linhas de transmissão - km (até 2003)
Subestações (MVA) (até 2003)
110
641
40.663
6226
3525
Fonte: MME, CGCE
1/ Hidroelétrica de Pequeno Porte
Projeta-se crescimento dos investimentos de R$ 41,5 bilhões entre 2001-2003, dos quais 70% serão
privados e os restantes 30% financiados com recursos públicos (Tabela 6). Está incluída no
investimento público a compra de equipamentos para as usinas de Tucuruí, Itaipu e Porto
Primavera.
Tabela 6
Investimento Estimado para Crescimento da Oferta de Eletricidade
2001-2003
R$ milhões
Empreendimento
Hidroelétricas
Termoelétricas
Importações
Linhas de Transmissão
Outras Fontes
Cogeração
Energia Eólica
Energia Solar
HPP
TOTAL
Privado
Público
Total
7.386
12.307
1.317
2.299
5.715
1.400
2.625
480
1.690
29.023
3.355
7.441 (*)
1.167
480
10.741
19.748
1.317
3.466
6.195
1.400
3.800
480
1.690
41.467
12.443
(*) Majoritariamente Petrobrás em associação com firmas privadas
Fonte: CGCE
O conteúdo deste documento é informativo. Não restringe as ações de política monetária e cambial do Banco Central do
Brasil. Questões e comentários para [email protected]
A Tabela 7 mostra o resultado dos leilões de concessão de usinas de força realizados pela Agência
Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) em 2001. O prêmio médio sobre a oferta mínima foi de
1.036%. Os Grupos F e A, representando respectivamente o Complexo Energético Fundão-Santa
Clara e a AHE Serra do Facão, registraram os maiores prêmios sobre os preços de oferta, com
2.197% no 130o. lance e 3.190% no 58o. lance, respectivamente.
Tabela 7
Leilões de Concessão de Usinas Hidroelétricas
Até 06 de dezembro de 2001
Leilão de Concessão
Potência
(MW)
Comprador
Total
Prêmio (%)
(R$ milhões)
Grupo A - Complexo Energético
Fundão Santa Clara
238
Construtora Triunfo
570,0
2197%
Grupo B - Corumbá III
93,6
Consórcio Usina
Corumbá III
20,4
206%
Grupo C - São Jerônimo
331
Consórcio São
Jerônimo
36,3
101%
Grupo D - Baú
110
Cia F. L. Catag.
Leopoldina
102,0
1097%
Grupo E - Foz do Chapecó
855
Cons. Em. Foz do
Chapecó
504,0
655%
Grupo F - Serra do Facão
210
C.G.E. As. Serra do
Facão
1.073,0
3190%
Grupo G - Peixe Angical
452
Consórcio Enerpeixe
197,2
395%
2502,85
1036%
Total
2289,6
Fonte: MME
Melhores condições climáticas, a construção de linhas de transmissão ligando a região Sul
com a Sudeste e a Norte com a Nordeste, e a construção de usinas de força termoelétrica, em
adição a todas as medidas detalhadas neste relatório, tornaram mínima a probabilidade de
continuidade do racionamento de energia após março de 2002.
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