Apresentação sobre o Sistema Elétrico
Brasileiro:
Características gerais do Sistema Elétrico Brasileiro
Comercialização de energia no Sistema Elétrico Brasileiro
Participação de Angra 1 e Angra 2 no Sistema Elétrico Brasileiro
Comercialização da energia da ELETRONUCLEAR
Angra 3
30/08/06
Características Gerais do Sistema
Elétrico Brasileiro
Geração do Sistema Interligado Nacional (SIN)
Período: Agosto/2005 a Julho/2006
Tipo de Usina
Capacidade Instalada
(MW)
72.924
2.007
13.219
2.938
4.406
95.494
Hidráulica
Nuclear
Gás
Carvão
Óleo
Totais
Capacidade Instalada
Hidráulica
(%)
76,4
2,1
13,8
3,1
4,6
100,0
Geração Total
(MWmed)
43.037,9
1.369,6
1.588,9
709,2
11,9
46.716,5
Geração Total
Nuclear
Gás
(%)
92,1
2,9
3,4
1,5
0,0
100,0
Geração
Térmica
(%)
37,2
43,2
19,3
0,3
100,0
Geração Térmica
Carvão
Óleo
DILEMA SHAKESPEARIANO DA OPERAÇÃO
DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO
Despachar ou não despachar as usinas térmicas, eis a questão ...
Decisão
Afluências
Futuras
Conseqüências
Operativas
Acertamos !
Úmido
Utilizar os
reservatórios
Seco
OK
(A energia disponível das
usinas térmicas é capaz de
Risco de deficit atender apenas 20% da
demanda do Sistema)
Úmido
Vertimento
Não utilizar os
reservatórios
Seco
(Desperdício de combustível
das usinas térmicas)
Acertamos !
OK
Curva Bianual de Aversão ao Risco - 2006/2007
Sudeste/Centro-Oeste
Premissa de afluência: média dos 4 biênios mais críticos do histórico (1933/1934,
1953/1954, 1954/1955, 1955/1956)
Energia Armazenada
31/07
10%
2006
dez
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
2007
ago
set
o ut
no v
dez
Curva de Aversão ao Risco
jan
fev
mar
abr
mai
Valores Verificados
jun
jul
ago
set
o ut
no v
dez
OPERAÇÃO DO SISTEMA / COMERCIALIZAÇÃO
GERADORAS
Controle
ONS
E
N
E
R
G
I
A
Contratos
financeiros
CCEE
Contabilização dos
desvios
DISTRIBUIDORAS
E
N
E
R
G
I
A
ANEEL
$
CONSUMIDORES FINAIS
- Regulamentação e
fiscalização
- Reajustes e revisões
de tarifas
Comercialização de Energia no
Sistema Elétrico Brasileiro
FLUXO DE PAGAMENTOS NO MERCADO ELÉTRICO
Geradora
Desvio x PLD
CCEE
Energia contratada x tarifa
Distribuidora
Energia fornecida x
tarifa
Consumidor
final
energia suprida - energia contratada ( para geradora)
energia fornecida - energia contratada (para distribuidora)
PLD = Preço de Liquidação de Diferenças (preço spot)
Desvio =
smt/c/user/sergio/fluxo de pagamentos
CONTRATAÇÃO DE ENERGIA NO SETOR ELÉTRICO
Ambiente de Contratação
Regulada (ACR)
Ambiente de Contratação
Livre (ACL)
Geradoras
Preços
resultantes
de licitação
Preços
negociados
ITAIPU
PROINFA
Distribuidoras
Tarifa regulada
Consumidores cativos
Comercializadores
Consumidores
livres
Agentes sob controle federal,
estadual ou municipal:
leilão/oferta pública
ELETROBRÁS
Contratos
pré-existentes
Geração
Distribuída
Contratos bilaterais
Mecanismo de Realocação de Energia - MRE (hidroelétricas)
Contabilização de Diferenças (Preço de Liquidação de Diferenças - PLD)
Mecanismo de Realocação de Energia (MRE)
Usina A
Usina B
•Compensação entre excedentes e deficits
de suprimento
•Créditos/débitos com base na Tarifa de
Otimização (7,25 R$/MWh)
smt/c/user/sergio/palestra mathias-TESTE
Participação de Angra 1 e Angra 2
no Sistema Elétrico Brasileiro
Usina
T ipo
Projeto
Angra 1 PWR Westinghouse
Angra 2 PWR
Siemens
Potência
Início de
Operação
Fator de Dispo
657 M W
1982
81,54% (jan/97
1.350 M W
2000
83,26% (fev/01
Localização das Usinas Nucleares
Belo Horizonte
350 Km
São Paulo
220 Km Angra 1
Angra 2
Parati Angra 3
130 Km
Angra dos
Reis
Ilha
Grande
Rio de
Janeiro
ANGRA 1 - SALA DE CONTROLE
ANGRA 2 - SALA DE CONTROLE
SIMULADOR DE ANGRA 2
USINA NUCLEAR TIPO PWR
Um neutron
atinge um
núcleo de um
átomo de
urânio.
O núcleo divide-se
(fissiona-se) liberando
calor e mais alguns
neutrons.
A reação em cadeia
começa: estes neutrons
atingem outros núcleos,
causando fissões nestes.
E assim por diante.
Fonte: US-NRC
Equivalência entre Combustível Nuclear e Convencional
3 barris de
Petróleo
700 kg
U
Gás Natural
400 m3
235
- pastilhas de Urânio
enriquecido a 3,5%
(combustível de usina PWR)
10 gramas
1.200 kg
Carvão
MATRIZ ELÉTRICA MUNDIAL
39,000%
1,900%
7,200%
ral 19,100%
16,600%
ca 16,200%
100,000%
Nuclear
16,6%
Gás natural
19,1%
Hidrelétrica
16,2%
Óleo
7,2%
Outras
fontes
1,9%
Carvão
39,0%
Fonte: Balanço Energético Nacional - 2005 - MME
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
2
1
RESERVAS MUNDIAIS DE URÂNIO
Canadá
13,9%
África do Sul
9,2%
Namíbia
7,1%
Brasil
5,9%
Cazaquistão
14,4%
EUA
3,6%
Nigéria
2,3%
Outros
14,9%
Austrália
24,6%
Rússia
4,1%
Brasil (somente 30% do território prospectado): 310 mil toneladas
(6ª reserva mundial) (Suficiente para a operação a plena potência
de Angra 1, Angra 2 e Angra 3 durante 475 anos)
Pastilha
Elemento
combustível
Vareta
metálica
CARREGAMENTO DOS ELEMENTOS
COMBUSTÍVEIS NUCLEARES NO REATOR
Depósito de Rejeitos de Baixa e Média Atividade
Piscina de Combustível Usado de Angra 1
Piscina de Combustível Usado de Angra 2
Comercialização da Energia da
ELETRONUCLEAR
CONTRATO ENTRE ELETRONUCLEAR E FURNAS
E
L
E
T
R
O
N
U
C
L
E
A
R
+ x PLD
(limitado a + x tarifa)
Energia Contratada :
1.475 MWmédios
Tarifa: 98,64 R$/MWh
- x PLD
(limitado a - x tarifa)
F
U
R
N
A
S
±  x PLD
C
C
E
E
A energia contratada (1.475 MWmédios) é sazonalizada em base mensal e faturada
pela ELETRONUCLEAR a FURNAS independentemente do suprimento real
Receita Anual da ELETRONUCLEAR em função do
Suprimento e do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD
1.800
1.600
Energia contratada = 1.475 MWmed
Tarifa = 98,64 R$/MWh
1.400
R$ milhões
1.200
1.000
800
600
400
200
0
0
200
400
600
800
1000
1200
1400 1.475 1600
Suprimento no Ponto de Referência (MWmed)
PLD=16,92
PLD=58,00
PLD=98,64
1800
2000
COMERCIALIZAÇÃO DOS DESVIOS DE SUPRIMENTO DE ANGRA 1 E ANGRA2
ANO 2006 (Valores Realizados até Julho)
2.000
1.800
1.600
MWmédios
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
Energia contratada sazonalizada (1.475 MWmédios)
Suprimento de Angra 1 + Angra 2:
Realizado
Previsto
(total previsto para o ano: 1.454 MWmédios)
Desvio positivo (excedente de suprimento) => crédito para a ELETRONUCLEAR
(limitado à tarifa da ELETRONUCLEAR)
Desvio negativo => débito para a ELETRONUCLEAR (limitado à tarifa da
ELETRONUCLEAR)
Angra 3
LOCALIZAÇÃO DE ANGRA 3
Angra 3
Angra 2
Angra 1
PONTOS FAVORÁVEIS À CONSTRUÇÃO DE ANGRA 3
Já foram investidos recursos públicos da ordem de 750 milhões de
dólares na compra de equipamentos para Angra 3 e a conservação
desses equipamentos requer um dispêndio anual de cerca de 20
milhões de dólares por ano
A ELETRONUCLEAR já dispõe de uma infra-estrutura tecnológica
para a operação segura e eficiente de Angra 3
Angra 3, assim como as duas primeiras usinas nucleares instaladas
no País, não produzirá gases responsáveis pelo efeito estufa
Angra 3 contribuirá significativamente para a estabilidade elétrica da
região Rio de Janeiro/Espírito Santo
A construção de Angra 3 permitirá a complementação do domínio
tecnológico para a fabricação do combustível nuclear no País
(situação restrita a poucos países no mundo) e o aproveitamento de
um combustível abundante no Brasil, que detém a sexta maior reserva
de urânio no mundo
PRINCIPAIS DADOS FINANCEIROS DE ANGRA 3
Investimento já realizado
(principais componentes importados)
US$ 750 milhões
Custo para a conclusão
US$ 2,2 bilhões
Percentual de custo em moeda nacional
70%
Taxa Interna de Retorno
10% / ano
Prazo de construção
6,5 anos
Vida útil estimada da usina
40 anos
Custo por KW instalado
1.700 US$ / kW
Custo de O&M
8 US$ / MWh
Custo do combustível
7 US$ / MWh
Tarifa prevista
64 US$/MWh
Custo anual da paralisação
20 milhões US$ / ano
FIM
Critério de Despacho das Usinas
Custos variáveis de geração
CMO
Usinas
PLD
térmicas
flexíveis
Demanda
Usinas
hidrelétricas
Angra 1
Angra 2
Usinas
térmicas
inflexíveis
Considera restrições de transmissão
entre submercados e internas aos
submercados
Considera somente restrições de
transmissão entre submercados
Receita das geradoras com os desvios:
(Energia Suprida - Energia Contratada) X PLD
NORTE
NORDESTE
SUDESTE /
CENTRO-OESTE
SUL
CUSTO VARIÁVEL DAS USINAS TÉRMICAS
Mês de referência: agosto de 2006
USINA
CUSTO VARIÁVEL
(R$/MWh)
NUCLEAR
Angra 2
Angra 1
CARVÃO
P. Médici A e B
Charqueadas
Figueira
J.Lacerda A1
S. Jerônimo
ÓLEO
S.Cruz
Igarapé
Nutepa
Carioba
Alegrete
Brasília
CUSTO VARIÁVEL
(R$/MWh)
USINA
Gás
12,61
15,51
115,00
191,08
186,72
200,17
273,00
293,62
385,19
568,00
937,00
1.022,21
1.047,38
Fonte: Programa Mensal de
Operação do ONS / agosto de 2006
Cuiabá
Termopernambuco
Fortaleza
Fafen
Ibireté
C. Jereissati
Termobahia
Uruguaiana
M. Merchant
Eletrobolt
Juiz de Fora
Norte Fluminense
Canoas
Três Lagoas
Termorio
Camaçari
Nova Piratininga
Wilian Arjona
Campos
Piratininga 1 e 2
6,40
60,00
66,74
71,29
77,46
82,72
87,12
88,43
97,15
100,40
105,00
107,99
110,48
110,48
124,77
130,50
180,00
185,64
223,28
395,71
CRITÉRIO DE DESPACHO DE ANGRA 1 E ANGRA 2
Nível de Despacho
(MW)
Usina
Geração
mínima
(MW)
(a)
Angra 1
520
520
(b)
15,51
520
520
Angra 2
1.080
1.350
12,61
1.080
1.350
Geração
Custo do
máxima combustível
CMO < custo
(MW)
(R$/MWh)
do
combustível
CMO > custo
do
combustível
(a) Geração mínima corresponde a cerca de 80% da potência do reator
(b) Disponibilidade operativa de Angra 1 limitada a 520 MW para preservação dos
dois Geradores de Vapor, cuja substituição está prevista para meados de 2008
CMO = Custo Marginal de Operação
Mecanismo de Realocação de Energia (MRE)
Usina A
Usina B
•Compensação entre excedentes e deficits
de suprimento
•Créditos/débitos com base na Tarifa de
Otimização (7,25 R$/MWh)
smt/c/user/sergio/palestra mathias-TESTE
Mecanismo de Realocação de Energia
Energia
Contratada = 100
120
80
Usina A
Usina B
70
Usina C
Mecanismo de Realocação de Energia
Energia Excedente (Crédito pelo
PLD = 16,92 a 515,80 R$/MWh)
Energia
Deficits de suprimento
(Débito pelo PLD)
20
Contratada = 100
20
30
100
80
Usina A
Usina B
70
Usina C
Mecanismo de Realocação de Energia
Energia
Contratada = 100
8
12
Débito pela Tarifa de
Otimização - TEO
(7,25 R$/MWh)
100
80
Usina A
Usina B
70
Usina C
Mecanismo de Realocação de Energia
Deficits de suprimento (Débito
pelo PLD = 16,92 a 515,80)
Energia
Contratada = 100
12
8
18
12
Débito pela Tarifa de
Otimização - TEO
(7,25 R$/MWh)
100
80
Usina A
Usina B
70
Usina C
FIM