Um Novo Modelo para o Setor Elétrico Brasileiro
Um Novo Modelo para o Setor Elétrico Brasileiro
Um Novo Modelo para o Setor Elétrico Brasileiro
You also want an ePaper? Increase the reach of your titles
YUMPU automatically turns print PDFs into web optimized ePapers that Google loves.
•<br />
•<br />
- três hipóteses <strong>para</strong> as sobras de energia assegurada: a)<br />
aquisição das sobras totais por empresa, b) contratação<br />
adicional de 5% por parte das distribuidoras desverticalizadas,<br />
implicando a contração de 100% da demanda, mediante<br />
contratos de longo prazo, e c) contratação adicional devido a<br />
redução da energia assegurada de ITAIPU;<br />
- remuneração das sobras pelo preço mínimo oferecido pelas<br />
empresas nos respectivos leilões corrigidos pelo IGP-M até<br />
dezembro/2002: estatais federais e COPEL <strong>para</strong> contratos de 2<br />
anos, CESP/EMAE <strong>para</strong> contratos de 6 anos. Tucuruí II recebeu<br />
a mesma remuneração da energia assegurada ofertada pela<br />
ELETRONORTE nos leilões,<br />
- não foram consideradas as sobras dos PIE’s pois as estimativas<br />
disponíveis não são confiáveis, dado que os montantes<br />
firmados através de contratos bilaterais podem se alterar a<br />
cada momento.<br />
Termoelétricas da PETROBRÁS:<br />
- foram consideradas somente as seguintes plantas e respectivas<br />
potências com potencial de operação em 2003: Termo Bahia<br />
(190 MW), Ibirité (240 MW), Fafen (137 MW), Araucária (497,3<br />
MW), Norte Fluminense (507 MW), Três Lagoas (244 MW),<br />
Canoas (160 MW) e Piratininga (590 MW),<br />
- as plantas Macaé Merchant, Eletrobolt Merchant e Termo Ceará<br />
não foram consideradas nos cálculos por terem contratos<br />
específicos junto a PETROBRÁS, não disponíveis;<br />
- a remuneração por encargo de capacidade tomou como base os<br />
orçamentos previstos, os prazos de implantação e o custo<br />
estimado de O&M fixo de US$ 8/kW-ano,<br />
- taxas de desconto <strong>para</strong> o encargo de capacidade <strong>para</strong> um<br />
período de 20 anos de 15% ao ano (outras foram objeto de<br />
análise de sensibilidade),<br />
- as plantas serão consideradas como prontas <strong>para</strong> entrar em<br />
operação no mês seguinte ao programado,<br />
- as plantas não entrarão em operação ao longo de 2003,<br />
conforme as simulações prévias efetuadas.<br />
Gerais:<br />
- Taxa de câmbio: R$ 3,50 por US$ 1,00,<br />
- Sazonalidade mensal baseada no Mercado de Referência do<br />
CTEM 2003/2012 (vide anexo 9).<br />
As tabelas seguintes sintetizam as simulações e mostram o custo<br />
inicial do pool <strong>para</strong> 2003 segundo as hipóteses formuladas.<br />
A tabela 15 apresenta, a preços de janeiro de 2003, qual seria o<br />
custo inicial da transição (custo do pool), ou, visto pelo atual modelo, o<br />
prejuízo mensal incorrido pelas geradoras estatais federais e estaduais.<br />
53