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L’Energie au Brésil
Dossier réalisé en partenariat avec le CEA
Sommaire
Centro FrancoBrasileiro de
Documentação
Técnica
e Científica
Introduction
2
1. Sources d’approvisionnement en énergie primaire
3
1.1 Réserves / Ressources du Pays en énergie primaire
3
1.2 Evolution de l’Energie Primaire
5
1.3 Liens avec des sources potentielles d’approvisionnement extérieures et capacités
5
2. Indicateurs Economiques
13
3. Situation Energétique Actuelle et Tendances Passées
15
3.1 Demandes en énergies primaires
15
3.2 Demande en énergies finales (combustibles secondaires) 106 toe/an
16
3.3 Offre
17
3.4 Offre d’Electricité
18
3.5 Indicateurs Energétiques
23
4.1 Institutions et Politique Energétique
25
4.2 Le Secteur Electrique
25
4.3 Le secteur électronucléaire
34
5. Eléments économiques relatifs au secteur électrique
36
5.1 Coût du KWh
36
5.2 Coût des combustibles fossiles utilisés dans le secteur électrique
37
5.3 Coût de référence pour la mise en place de nouvelles capacités électriques
37
6. Enjeux et Perspectives d’ici 2015-2020
CenDoTeC
Av. Prof. Dr. Lineu
Prestes, 2242
IPEN-CNEN/SP
Cidade Universitária
05508-000
São Paulo SP
Tel: (11)3032-1214
Fax: (11)3032-1552
[email protected]
www.cendotec.org.br
39
6.1 Croissance Economique, Production Industrielle, Démographie, Urbanisation
39
6.2 Demande électrique
40
6.3 Contraintes existantes en terme de politique énergétique
41
6.4 Evolution des capacités existantes de production d’électricité en fonction de leur âge et
des contraintes environnementales; Evolution de la marge offre/demande d’électricité
41
6.5 Evolution des capacités d’interconnexion
42
6.6 Situation et Evolution du réseau électrique
44
6.7 Quelles sont les nouvelles capacités à construire ?
45
6.8 Les usines thermoélectriques d’urgence
46
7. Perspectives d’implantation de nouvelles capacités électronucléaires
47
A propos
48
Elaboration du Dossier
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mai 2003
Dossier CenDoTeC
Introduction
La Direction des Relations Internationales du Commissariat à l’Energie Atomique (CEA / DRI / Extrême Orient, Asie du Sud-Est et
Australie Brésil) a sollicité le CenDoTeC, en décembre 2002, pour la réalisation d’une « Fiche Brésil ».
« […] nous souhaitons réaliser des fiches pays, dont une sur le Brésil, afin de proposer des éléments de réflexion pour les acteurs
du nucléaire français. Nous avons réalisé le plan d'une fiche type. Pourriez vous nous aider à réunir les informations souhaitées ? Si
oui dans quelles conditions ? »
Ainsi naît le partenariat CEA-CenDoTeC. Ce dernier a identifié l’expert brésilien capable de satisfaire cette demande et a
coordonné l’équipe qui a participé à l’élaboration de ce dossier. Le Professeur Carlos Américo Morato de Andrade, Directeur
technique de la Division Enseignement et Recherche de l’Institut d’Electrotechnie et Energie de l’Université de São Paulo, expert
dans le domaine de l’Energie au Brésil, a été sélectionné et approuvé par le CEA.
Au début du mois de janvier 2003, une première version est validée par le CEA. Des compléments d’information sont demandés
par les experts. Ce Dossier représente, finalement, la globalité de la « Fiche Brésil » qui constitue une description précise de
l’évolution et des tendances actuelles des politiques et réalisations en matière d’Energie au Brésil.
São Paulo, Brésil, le 23 mai 2003.
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Dossier CenDoTeC
1. Sources d’approvisionnement en énergie primaire
Les ressources naturelles nécessaires à la production d’énergie au Brésil en 2001 ont été les suivantes :
PRODUCTION
IMPORTATION
EXPORTATION
1.331
430
119
38.5
12.6
-16,0
35,1
(106st/an)
6.2
14.7
2,9
23,8
(106t/an)
70.8
70.8
209
209
ENERGIE
Pétrole
(103 barils/jour)
Gaz Naturel
(106m3 /jour)
Charbon
Bois
Canne à sucre
(106t/an)
Energie
Hydraulique
(TWh/an)
Uranium
(t/an)
254
41
66
161
VARIATION STOCKS
OFFRE INTERNE
1.642
295
219
446
Tableau 1 : Les ressources naturelles nécessaires à la production d’énergie au Brésil en 2001
Sources :
Ministério de Minas e Energia : http://www.mme.gov.br/ben2002;
Energy Information Administration : http://www.eia.doe.gov/iea;
BP : http://www.bp.com/centres/energy.
1.1 Réserves / Ressources du Pays en énergie primaire
Pétrole
Les réserves de pétrole brésiliennes confirmées sont de 7,7 milliards de barils. Les réserves estimées ont été calculées entre 5,0 et
12,5 milliards de barils. Pour une production actuelle d’un total de 5,8 milliards de barils, l’EUR national (Estimated Ultimately
Recoverable) oscille entre 18,5 et 26 milliards de barils. L’application de la théorie de Hubbert à la situation brésilienne fournit un
pic de production survenant entre 8 et 17 ans, à partir de 2000.
Sources :
Ministério de Minas e Energia : http://www.mme.gov.br/;
The Estern Energy resources team (USGS): http://Energy.er.usgs.gov/products/openfile/oFR98-468/index.htm;
BP : http://www.bp.com/centres/energy.
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Dossier CenDoTeC
Gaz Naturel
Les réserves brésiliennes confirmées sont de 8,1 x1012cf (229 milliards de m3). Les réserves probables pourraient atteindre 8,5
x1012cf. Pour une production actuelle d’un total de 2,0 tcf, l’EUR national est calculé entre 10 et 21 tcf1. Ceci garantit un pic de
production maximale (suivant la théorie de Hubbert) entre 7,5 et 21 ans, à compter de 2000.
Il existe suffisamment de données pour calculer le pic de production de gaz naturel, suivant la théorie de Hubbert.
Les réserves brésiliennes confirmées sont de 8,1 x 1012 cf (229 milliards de m3). Les réserves probables sont estimées à 8,5 x
1012 cf. La production nationale cumulative est, actuellement, de 2,0 x 1012 cf.
En calculant l’EUR (Estimated Ultimately Recoverable) national, le résultat a été le suivant :
EUR (Max)
= 8,1 + 8,5 + 2
EUR (Min)
= 8,1 + 2
= 18,6 tcf
= 10,1 tcf
Avec une consommation actuelle de 0,57 tcf/an, les pics de production (correspondant au EUR) surgiront après le nombre
d’années suivants :
Pour EUR = 10,1tcf
1
 10,1
 3,05
×
− 2 =
= 5,3ans
0,57  2
 0,57
Pour EUR = 18,6tcf
1
 18,6
 7,3
×
− 2 =
= 12,8ans
0,57  2
 0,57
Cela signifie que le pic de production de gaz naturel au Brésil surviendrait entre 2008 et 2016. Il s’agit d’une hypothèse
simplifiée, dans laquelle on envisage une consommation constante de l’énergie, équivalente à celle d’aujourd’hui, et ce jusqu’à la
survenue du pic. Si l’on considère que la consommation du gaz naturel s’accroît au Brésil d’une manière systématique, l’intervalle des
dates proposées devra s’approcher davantage de la date actuelle.
Charbon
Le Brésil possède une réserve confirmée de charbon de 13,1 milliards de st2 et les réserves probables pourraient atteindre le double
de ce chiffre.
Les données disponibles ne nous permettent pas de calculer le pic de production de charbon.
Combustibles Fossiles (U3O8)
Les réserves nationales confirmées atteignent 177.000 tonnes et on estime les réserves probables à 130.000 t.
Hydraulique
Le Brésil possède des réserves confirmées de 93 GW/an outre les réserves probables, évaluées à 50 GW/an.
Géothermie
Il n’y a pas de sources commerciales de ce type d’énergie sur le territoire brésilien.
Huile de Schiste
Les réserves confirmées totalisent 445 millions de m3 et les réserves probables représentent environ 19 fois ce chiffre.
1
1 tcf = 1012cf
2
st = short ton = 907,2 Kg
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Gaz de Schiste
Le Brésil possède des réserves confirmées de 111 milliards de m3 outre les réserves probables, évaluées à 20 fois cette valeur.
Tourbe
Les réserves nationales confirmées se chiffrent à 129 millions de tonnes et les réserves probables sont estimées à 358 millions de
tonnes.
Source :
Ministério de Minas e Energia : http://www.mme.gov.br.
1.2 Evolution de l’Energie Primaire
Pétrole
3
Gaz Naturel
6 3
Charbon
Canne à sucre
6
6
Bois
6
Energie
Hydraulique
Uranium
10 barils/ jours
10 m /jour
10 st/ jour
10 t/ an
10 t/ an
1970
522
0,5
3,8
33,3
103,8
39,5
0
1975
887
1,8
4,4
38,6
108,1
71,8
0
1980
1076
3,4
8,4
85,5
101,3
128
0
1985
1125
9,2
17,6
174,8
107,3
179
0
1990
1245
13,5
16,3
168,8
93,0
210,9
0
1995
1220
16,9
18,6
199,7
75,8
260,7
76
2001
1642
35,1
23,8
209
70,8
295,4
446
(TWh/ an)
(t/ an)
Tableau 2 : Evolution de l’Energie Primaire
1.3 Liens avec des sources potentielles d’approvisionnement extérieures et capacités
Gazoduc Brésil-Bolivie
Ce gazoduc, récemment inauguré, a la capacité de fournir au Brésil 30 millions de m3 de gaz naturel par jour. Il opère actuellement à
un peu moins de la moitié de sa capacité.
Usine d’Itaipú
La puissance installée de cette usine est de 12,6 GW (18 machines de 700 MW chacune). Une moitié de cette énergie
appartient au Brésil et l’autre au Paragay qui en revend une grande part, de l’ordre de 40 TWh annuels, au Brésil. Pour distribuer
cette énergie dans les régions sud-est et sud du pays, le Brésil possède des lignes de transmission de ± 600kVDC, outre les lignes
AC de 750 kV assurant la transmission de la part brésilienne de l’énergie.
Convertisseur de Garabi
Localisé à la frontière argentine / l’Etat de Rio Grande do Sul, cette interconnexion permet des échanges d’énergie électrique jusqu’à
concurrence de 2GW de puissance moyenne. Pendant la période de rationnement en 2001, une puissance d’environ 1GW était
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transférée d’une manière quasi permanente d’Argentine vers le Brésil. Avec l’expansion actuelle des transmissions, il est possible de
doubler cette puissance, une situation qui n’a pas encore été mise en pratique.
Interconnexion Venezuela – Etat de Roraima
Cette interconnexion récemment inaugurée, permet de recevoir au Brésil de l’ordre de 200 MW de puissance en provenance du
Venezuela. La ville de Boa Vista est actuellement alimentée par des lignes de transmission qui opèrent à partir de cette
interconnexion.
Terminaux GNL
Le gouvernement brésilien étudie la possibilité de construire dans le port de SUAPE, Etat de Pernambouco, un terminal moderne
pour recevoir et stocker le gaz naturel liquide et de le distribuer, à partir de ce point, dans les diverses capitales du nord-est.
Ports
Le Brésil importe une grande partie du charbon pour sa sidérurgie. Par conséquent, il a besoin de ports équipés pour manipuler ce
minerai.
Le terminal privé du port d’ALUMAR reçoit 365.000 tonnes de charbon et de coke par an.
Une grande quantité de charbon passe par le port d’Imbituba, sur le littoral sud de Santa Catarina.
Le port de Vitória, Etat d’Espírito Santo, est équipé pour transporter entre 30 et 45 milles tonnes de charbon / coke par
jour.
Capacités des Lignes de Transmission Electriques
La figure 1 montre l’intégration électro-énergétique actuelle et le plan gouvernemental d’amplification du réseau actuel.
Intégration Electro-energétique
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Système de transmission 2001 2003
6
Principales usines avec une
capacité supérieure à
30MW1999
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Diagramme schématique des Usines
Hydroélectriques du SIN
Balance Energétique GWh - Sistema
Interligado Nacional – 2001
Cliquer sur les images pour les agrandir.
Figure 1 : Intégration électro-énergétique actuelle et plan gouvernemental d’amplification du réseau actuel.
Dans la section 6.5. de la « Fiche Brésil 2001 » figure le schéma des diverses régions du pays et de ses interconnexions.
La région sud est interconnectée à l’Argentine par des lignes qui transmettent jusqu’à 2 GW de puissance et à la région Sud-Est /
Centre-Ouest par un système transmettant jusqu’à 1,3 GW qui passera à 4,7 GW d’ici 2006. La charge moyenne d’énergie de
la région Sud est de 6,6 GW moyens pour une puissance installée d’approximativement 12 GW. La demande maximale enregistrée
dans la région a été de 10,2 GW le 3 avril 2001.
Cette région ne pose pas de problèmes d’approvisionnement pour les années à venir, puisqu’elle sert de lieu de passage, au besoin,
à l’énergie venant de l’Argentine vers la région Sud-Est. L’interconnexion du Sud-Est vers le Sud, dont la puissance actuelle s´élève
à 2,9 GW, sera amplifiée de façon à passer à 5,2 GW d’ici 2006. De cette manière, l’énergie d’Itaipu pourra être transférée vers
le Sud, en cas de manque d’eau dans les réservoirs de cette région.
En ce qui concerne la région Sud-Est / Centre-Ouest, la principale du pays, elle est interconnectée à Itaipu, à la région Sud et au
réseau d’interconnexion d’Imperatriz, d’où partent des lignes vers les régions Nord et Nord-Est. La charge moyenne dans cette
région est, actuellement, de 23,5 GW moyens pour une puissance installée de 41,4 GW3 et une demande maximale de 36,4
GW, survenue le 24 avril 2001. Cette région reçoit 50 % de sa puissance installée du Paraguay, soit 6,3 GW et, actuellement,
un maximum de 1,3 GW de la région Sud, devant atteindre 4,7 GW en 2006.
Cette région est interconnectée au réseau d’Impertatriz, pouvant fournir jusqu’à 1 GW aux régions Nord et/ou Nord-Est. Le plan
d’expansion du système électrique prévoit pour cette interconnexion jusqu’à 2,2 GW en 2006 ainsi que l’implantation des lignes
de transmission interconnectant le Sud-Est/Centre-Ouest à la région Nord-Est, libérant ainsi un total de 0,9 GW en 2006. Cette
région est actuellement bien approvisionnée en électricité, toutefois, elle dépend beaucoup de l’énergie hydraulique. Aussi, en cas
de forte sécheresse, des problèmes, comme ceux survenus en 2001, sont à craindre. La progression des capacités d’interconnexion
avec le Sud et l’Argentine, ainsi que la prochaine augmentation de la capacité d’Itaipu à 1,4 GW, devraient minimiser ce risque
pour les années à venir. Par ailleurs, lorsque l’usine nucléaire d’Angra 3 sera achevée, en 2007, celle-ci pourra être ensuite, incluse
dans le plan d’approvisionnement de cette région.
3
Incluse 50% de la puissance d’ITAIPÚ, 6,3GW, ce qui correspond à la partie brésilienne.
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La région Nord est quant à elle interconnectée au reste du pays par l’embranchement d’Imperatiz. Cette région a une charge
moyenne de 2,3 GW et une puissance installée de 4,3 GW, générée par l’usine de Tucuruí. Sa demande maximale a atteint 3
GW le 21 août de 2002. Le Plan d’Expansion du Système Electrique prévoit la duplication de la puissance installée de Tucuruí
qui passera à 7,7 GW, garantissant à la région Nord une fourniture d’énergie pour plusieurs années. La région Nord devra être
pendant longtemps un important potentiel d’énergie pour la région Nord-Est, la plus critique en termes de fourniture électrique.
Actuellement, la région Nord envoie, par l’embranchement d’Imperatriz environ 1,3 GW qui devra augmenter à 3,6 GW en
2006. Il est prévu, aussi, une augmentation de l’envoi d’énergie électrique d’Imperatriz vers la région Nord de 1,3 à 1,6 GW.
La région Nord-Est reçoit de l’énergie de l’embranchement d’Imperatriz, c’est-à-dire, des régions Nord et Sud-Est/Centre-Ouest.
Cette région a une charge moyenne de 5,3 GW et sa puissance installée est de 10,4 GW. Sa demande maximale a atteint 8,1
GW le 2 décembre 2000. Cette région est extrêmement dépendante de l’énergie hydraulique, raison pour la quelle elle doit être
fréquemment dépannée par la région Nord. Dans le plan d’expansion la puissance interconnectée d’Imperatriz/Nord-Est sera
augmentée dans les deux sens. Il est prévu également l’installation d’une nouvelle ligne de transmission de 0,96 GW, connectant la
région Nord-Est à la région Sud-Est/Centre-Ouest.
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La figure 2 montre le système d’interconnexion électrique brésilien où apparaissent les principales lignes de transmission implantées
jusqu’à 2001.
Figure 2 : le système d’interconnexion électrique brésilien
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La figure 3 présente les 4 régions servies par le SIN (Système Intégré National) et leurs populations respectives.
NORTE
13,3 × 10 6 hab.
NORDESTE
49,1× 10 6 hab.
SUDESTE / CENTRO − OESTE
86,5 × 10 6 hab.
SUL
25,8 × 10 6 hab.
Figure 3 : les 4 régions servies par le SIN (Système Intégré National) et leurs populations respectives.
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Capacité de production de Gaz Naturel
Le Brésil, actuellement, produit environ 40,8 millions de m3/ jour et importe 13 millions/jour. Considérant les pertes et la
réinjection, la consommation nationale est de 38 millions de m3/jour.
Les réserves nationales confirmées sont de 8x1012 cf (229 milliards de m3).
Les figures 4 et 5 montrent la carte générale des gazoducs construits et en construction dans le pays et la localisation des 22
distributeurs de gaz avec le pourcentage de participation de la Petrobras dans chacun d’eux.
Figure 4 : Carte des gazoducs de la Petrobras au Brésil
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Figure 5 : Carte des distributeurs de Gaz Naturel au Brésil
Le Brésil ne possède pratiquement pas de réservoirs souterrains de gaz naturel, à peine 5, dans des localités éloignées des grands
centres consommateurs des régions Sud-Est et Sud, qui sont les gisements de Caioba et de Guaricema à Sergipe, d’Aratú et
Candiais à Bahia et de Guamaú à Rio Grande do Norte.
Dans les autres régions, le gaz est produit et transporté directement à la consommation.
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2. Indicateurs Economiques
Les principales sources de données sur le PNB brésilien et de ses variations sont:
http://www.worldbank.org/
http://www.odci.gov/cia/publications/factbook/index.html
http://www.ibge.gov.br/
La Banque Mondiale présente, concernant le Brésil en 2001, les valeurs suivantes de GPD (Gross domestic product) :
PPP – (purchasing power parity) : US$ 1.339 milliards
Atlas Method (exchange rate) : US$ 502 milliards
La valeur paritaire du pouvoir d’achat du PNB brésilien, comme le démontre l’IBGE (Institut Brésilien de Géographie et de
Statistiques), accuse une légère progression ces dernières années.
Quant à la valeur du PNB par la méthode Atlas, celle-ci a beaucoup varié en fonction du taux de change du dollar par rapport au
real (exchange rate).
Le factbook américain présente la valeur en PPP du PNB brésilien en 2000 de US$ 1.130 milliards.
Dans son site http://www.infraestruturabrasil.gov.br/home.asp, le gouvernement brésilien présente le PIB national en 2001 de US$
505,7 milliards, une valeur très proche de celle présentée par la Banque Mondiale. Il montre, pour cette période, une
augmentation de 1,51% du PIB.
Quant à la participation des divers secteurs au PIB brésilien ces 20 dernières années, on constate une augmentation expressive des
Services qui sont passés de 49% à 60% du PIB national. Pour la même période, l’Industrie a reculé de 41% à 32% et
l’Agriculture de 10% à 8%.
En ce qui concerne l’extension du réseau électrique national, le SIN (Système Intégré National) opère dans 4 regions les plus
peuplées du pays: Centre-ouest, Sud, Nord-est et Nord (en partie). L’offre globale d’énergie au Brésil en 2001 a été de 365,2
TWh. Il existe, en outre, plusieurs systèmes indépendants qui fournissent les territoires distants, notamment dans la région
amazonienne. Le total fourni par tous les systèmes indépendants actuels a été de 8,6 TWh en 2001, l’équivalent à 2,37% du
total national. Cela signifie que 97,7% de la consommation nationale d’électricité est connectée au SIN.
Néanmoins, une grande partie de la population rurale brésilienne n’est pas fournie en énergie électrique.
Afin de résoudre ce problème et suppléer cette grave déficience, le gouvernement brésilien a créé le programme « Lumière à la
campagne ». L’application de ce programme devra améliorer la situation de la population rurale dans certains états brésiliens, comme
le montre le tableau ci-dessous :
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Dossier CenDoTeC
ETAT
Mato Grosso
Mato Grosso do Sul
Para
Rondonia
Acre
Tocantins
Bahia
Pernambuco
Ceará
Paraiba
Alagoas
Espirito Santo
Santa Catarina
Goiás
SITUATION ACTUELLE %
29
59
0,8
13,8
2,8
13
28,1
68
63
68
13
78
96
81
PROGRAMME « LUMIERE A LA CAMPAGNE » %
80
73
19,6
21,3
13
41
34,2
100
100
75
39,4
100
100
100
Tableau 3 : Habitats ruraux fournis en électricité
Ces chiffres montrent que d’ici quelques années, l’électrification rurale atteindra un pourcentage élevé de la population brésilienne.
Pour relier avec le reste du pays les communautés isolées, situées dans des endroits difficilement accessibles, seront installés des
systèmes photovoltaïques.
Depuis janvier 2000, le Gouvernement fédéral s’est fixé l’objectif d’acheminer, en 3 ans, l’énergie à 1 million d’habitats et foyers
ruraux.
Finalité :
o amplifier l’électrification rurale,
o intégrer des programmes et des actions visant le développement rural.
Ressources Financières : L’Eletrobrás a ouvert une ligne de crédit de R$ 1,77 milliards, destinée au financement du
Programme, avec recours à la Réserve Globale de Restitution.
Agents d’Exécution : entreprises concessionnaires de l’énergie électrique,
et coopératives d’électrification rurale.
Gouvernements des Etats et des Municipalités
Pour plus d’informations, voir Annexe 1.
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3. Situation Energétique Actuelle et Tendances Passées
3.1 Demandes en énergies primaires
Situation actuelle : 2001 (106 toe/an)
PRODUCTION
IMPORTATION
EXPORTATION
PERTES
VARIATION DE
STOCKS
OFFRE
INTERNE
Pétrole
70,19
22,7
6,29
2,0
88,6
Gaz Naturel
14,7
4,27
-5,7
13,27
Charbon
2,30
10,5
0,38
13,18
Bois
23,4
23,4
Canne à sucre
24,0
24,0
Energie Hydraulique
65,8
65,8
Uranium
0,71
Autres
4,52
COMBUSTIBLE
TOTAUX
1,73
2,35
4,79
4,52
205,62
39,2
6,29
-0,97
237,56
Tableau 4 : Demande en énergies primaires (année 2001)
Le tableau ci-dessus montre que la demande en énergie primaire en 2001 a atteint 240 millions de toe.
Tendances passées : de 1990 à 2000 (106 toe/an)
Pétrole
Gaz Naturel
Charbon
Bois
Canne à sucre
Energie Hydraulique
Uranium
Autres
TOTAUX
1990 1993
1996
2000
64,0
65,2
73,2
87,5
4,6
5,2
6,3
10,2
10,3
11,0
12,2
13,8
30,4
26,5
23,4
23,2
19,3
20,4
24,6
21,1
52,8
61,1
67,7
77,3
0
0,46
0
2,15
2,3
3,19
3,28
4,32
183,7 193,05 210,68 239,57
Tableau 5 : Demande en énergies primaires (1990 - 2000)
Le tableau ci-dessus montre les variations de l’offre interne en énergie, mesurée en millions de toe/an. A l’exception du bois, tous les
autres énergétiques sont en forte croissance pour la période. Au cours de cette décade, l’énergie totale a augmenté de 30 %.
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3.2 Demande en énergies finales (combustibles secondaires) 106 toe/an
COMBUSTIBLE
Dérivés du Pétrole
Gaz de coke
Coke de charbon minéral
Goudron
Electricité
Alcool éthylique
Uranium c/ UO2
TOTAUX
15,1
12,0
PERTES
VARIATION DE
STOCKS
-
1,2
-
-
1,2
11,6
0,05
27,95
0,14
-0,19
-0,24
-0,43
11,6
-0,28
-0,24
15,38
PRODUCTION IMPORTATION EXPORTATION
12,14
OFFRE
INTERNE
3,1
Tableau 6 : Demande en énergies finale (2001)
Le total des combustibles secondaires utilisés par le Brésil en 2001 a été de 15 millions de toe.
L’item 3.1. a fait référence aux énergies primaires, alors que l’item 3.2. se réfère, exclusivement, aux énergies secondaires.
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La production brésilienne en 2001 en énergies secondaires est la suivante (en 106 toe) :
Combustibles
Importation (–)
Transformé dans
le pays
Exportation (+)
Total pour la
consommation
Variation de stock
(pertes inclues)
Gazol
29,4
4,3
33,7
Huile combustible
16,4
-7,1
9,3
Essence
16,7
-2,5
14,2
LPG
6,0
2,6
8,6
Naphte
5,2
2,7
7,9
Kérosène
2,6
1,1
3,7
Gaz de coke
1,3
-
1,3
Coke de charbon minéral
5,6
1,2
6,8
UO2
0,2
-0,2
0
Electricité
82,6
11,6
94,2
Charbon végetal
4,4
0
4,4
6,4
-0,3
6,1
6,8
2,3
9,1
3,9
-0,1
3,8
0,2
0
0,2
187,7
15,6
203,3
Alcool éthylique
Autres secondaires de pétrole
Produits de pétrole non
énergétiques
Goudron
TOTAL
Tableau 7 : La production brésilienne, en 2001, en énergies secondaires (en 106 toe)
En 2001, le total des énergies secondaires disponibles à la consommation (pertes comprises) a été de 203,3 millions de toe. A
ce total s’ajoutent des énergies primaires consommées directement d’une valeur de l’ordre de 50 millions de toe.
3.3 Offre
La somme de tous les combustibles du marché interne offerts en 2001 au Brésil, montre la distribution suivante (mesurée en millions
de toe) :
Pétrole et dérivés
91,7
Gaz Naturel
13,3
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Charbon et Coke Minéral
14,4
Bois et Charbon Végetal
23,4
Electricité (hydraulique)
77,4
Canne à sucre et dérivés
23,7
Uranium
4,6
Autres
4,5
TOTAL
253
3.4 Offre d’Electricité
Par type de combustibles
L’offre d’électricité par type de combustible au Brésil en 2001 a été la suivante (TWh ou toe) :
Energie Hydraulique
254
ou
65,8 x 106
Importation
45
ou
11,6 x 106
Energie Nucléaire
14,3
ou
3,7 x 106
Energie Thermique
26,0
ou
6,7 x 106
Auto-producteurs(thermique ou hydraulique)
25
ou
6,4 x 106
TOTAUX
364,3
ou
94,2 x 106
L’électricité représente 37,2 % du total de l’énergie brésilienne.
Pour la production des 364,3 TWh d’énergie, le Brésil a une capacité installée nettement supérieure à ce niveau de demande. En
raison de la sécheresse pendant l’été 2000-2001, les réservoirs d’eau nationaux ont souffert une forte réduction du volume d’eau,
amenant le gouvernement à adopter le rationnement d’électricité. Sans cet évenement, l’offre en énergie aurait été aux environs de
410 TWh.
Capacité de production, fin 2001
A la fin de 2001, la capacité existante au Brésil était :
61,6 GW
Usines hydrauliques
6,5 GW
Usines thermiques
1,97 GW
Usines nucléaires
2,2 GW
Producteurs indépendants
4,8 GW
Auto-producteurs
7,5 GW
Capacité importée (inclus 50% de Itaipú)
--------------------------------------------------------------------------84,57 GW
Capacité Totale Disponible
La demande instantanée maximale est survenue le 24 avril 2001, peu de temps avant l’instauration du rationnement qui a duré de
juin 2001 à février 2002. Cette demande a été de 56,2 GW, une valeur bien inférieure à la capacité existante.
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Un grand effort est fait pour installer des lignes de transmission qui permettent à l’Opérateur National du Système (ONS) de
transférer l’énergie dans des endroits où, en raison d’insuffisances en eau, l’énergie viendrait à manquer. Cette nécessité a été mise en
évidence pendant la période de rationnement en 2001. Les nouvelles lignes de transmission, reliant le sud-est / centre–ouest avec
les régions du nord et du nord-est, tout comme les interconnexions nord / nord-est avec le sud / Argentine, ont sensiblement
augmenté la fiabilité du système électrique national, néanmoins encore vulnérable du fait qu’il dépend à 80 % de la production
hydraulique.
Electricité Produite en 1990-1995-2001 (TWh)
1990
1995
2001
Energie hydraulique
203,4
250,4
254
Importation
26,5
35,4
45
Nucléaire
2,0
3,0
14,3
Thermique
5,6
7,3
26,0
Auto-Producteurs
11,9
14,9
25,0
TOTAL
249,4
311
364,3
Tableau 8 : Electricité Produite en 1990-1995-2001 (TWh)
Variation des intensités énergétiques et électriques par habitant
Année
Population
Intensité Energétique
Intensité Electrique
106BTU
MWh
hab/an
hab/an
6
(10 hab)
1980
121
45,2
1,01
1985
137
47,0
1,27
1990
151
48,1
1,44
1995
164
52,0
1,61
2001
174
57,3
2,09
Tableau 9 : Variation des intensités énergétiques et électriques par habitant
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Pertes électriques
Les pertes électriques totales au Brésil, pendant la période 1990-2001 ont été les suivantes :
Pertes (TWh)
Rapport
pertes/ offre totale
1990
1995
2001
31,7
46,2
54,8
0,127
0,148
0,150
Tableau 10 : Pertes électriques totales au Brésil, période 1990-2001
Le Brésil perd environ 15% de l’offre totale de l’énergie électrique, qui se répartie entre des pertes dans la transmission, dans la
distribution et des pertes non techniques.
Avec l’interconnexion électrique des diverses régions du pays, depuis 1984, les pertes ont augmenté en raison de la transmission de
grandes quantités d’énergie sur de longues distances. La figure 2 montre comment se concrétise l’intégration électro-énergétique
nationale.
Les pertes non techniques sont celles de l’administration du système électrique et des méthodes de recouvrement, ainsi que les
pertes dues aux installations clandestines (branchements sauvages).
Il n’existe pas de données officielles sur les pertes dues aux installations clandestines. Elles augmentent proportionnellement à la
distribution dans les zones rurales peu fiscalisées et dans les zones urbaines où vit une population de bas revenus.
Comme la législation favorise les petits consommateurs, on note une tendance à la réduction des installations clandestines avec la
régularisation des branchements auprès des compagnies de distribution.
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Le système électrique brésilien par régions
La Figure 6 montre la localisation des principales usines en fonction dans les régions du pays.
Figure 6 : Localisation des principales usines en fonction dans les régions du pays
Rappel : La Figure 1 montre l’intégration électro-énergétique du pays, les systèmes de transmission et la localisation des principales
usines de capacité supérieure à 30 MW.
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Le tableau ci-dessous montre les valeurs en terme de population, consommation électrique et puissance installée de chaque région à
fin de 2001.
Population
Consommation
d’Energie
(106 hab)
(MW moyens)
Hydraulique
Thermique
Nucléaire
Nord
13,3
2331
4.281
-
-
Nord-est
49,1
5299
10.134
320
-
86,5
23.521
36.768
2.705
1.966
25,8
6.604
9.862
2.105
-
Région
Sud-est /
Centre-Ouest
Sud
Puissance Installée (MW)
Tableau 11 : Population, Consommation d’Energie et Puissance Installée par régions
Puissances hydroélectriques exploitées et à exploiter.
Le potentiel hydraulique brut brésilien a été évalué, par le ministère des Mines et Energie, à environ 260 GW, comme présenté cidessous. Pour la détermination de ce potentiel, quelques définitions s’imposent :
Potentiel hydraulique théorique brut : quantité d’énergie électrique qui peut être obtenue dans une région ou bassin
hydrographique déterminé pendant une année moyenne;
Rémanent : résultat de l’estimation théorique à partir de données existantes, sans relevé complémentaire, considérant un
tronçon du cours d’eau, en règle générale, situé près de la source, sans précisément déterminer le local;
Individualisé : résultat ou évaluation réalisés théoriquement pour un local déterminé à partir de données existantes ou
relevés, sans aucun détail;
Inventaire : résultat de l’étude du bassin hydrographique, réalisée pour déterminer son potentiel hydroélectrique par le choix
de la meilleure division des eaux, caractérisée par l’ensemble des avantages compatibles entre eux, et des projets,
développés de manière à obtenir une évaluation d’énergie disponible, des impacts environnementaux et des coûts
d’implantation des installations;
Viabilité : résultat de la conception globale du projet, considérant son optimisation technico-économique, comprenant le
dimensionnement des structures principales et des ouvrages de l’infrastructure locale, la définition de la zone d’influence, de
l’utilisation multiple de l’eau et des effets sur l’environnement;
Projet de base : projet très détaillé, avec un budget défini qui permet l’élaboration des documents d’appel d’offre pour le
gros oeuvre et la fourniture des équipements électro-mécaniques ;
Construction : projet dont les travaux sont commencés, sans aucune unité génératrice en opération ;
Opération : projet qui dispose, pour le moins, d’une unité génératrice en opération.
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Le tableau ci-dessous montre les composants du potentiel hydraulique brut national en 1996 :
Inventaire
47,3 GW
Viabilité
37,7 GW
Projet de Base
15,0 GW
Construction
7,5 GW
Opération
53,7 GW......(64 GW em
2002)
Sous-Total Inventorié
161,2 GW
Rémanent
31,7 GW
Individualisé
66,8 GW
Sous-Total Estimé
98,5 GW
TOTAL
259,7 GW
Tableau 12 : Le potentiel hydraulique brut national en 1996
Bien que le total soit très élevé, de nombreuses études existantes montrent une limite pratique d’utilisation qui varie de 70 à 120
GW. A l’exemple d’autres pays, tels que les Etats Unis, le Canada et la Russie, le potentiel hydraulique brut brésilien sera,
difficilement, entièrement exploré. Un ajustement logistique de la puissance hydraulique installée au Brésil, montre un maximum aux
environs de 70 GW. La balance énergétique brésilienne fournit un potentiel théorique hydraulique brut de 145 GW. Des
limitations, d’ordre économique (coût de production, de l’implantation des usines, des emprunts internationaux), d’ordre social
(existence de populations riveraines, volume d’irrigation et autres utilisations de l’eau) et d’ordre environnemental, devront faire que
le potentiel hydraulique théorique ne soit jamais atteint.
3.5 Indicateurs Energétiques
En 2001, le Brésil présente les principaux indices énergétiques suivants :
Energie totale offerte au Brésil :
253.106 toe/an ou 10 quads/ an (1.1016 BTU/an)
Consommation d’énergie par habitant :
57,3.10 6 BTU
1.1016BTU
=
an.hab
an ×174,5.106hab
Consommation d’énergie par dollar du PIB (ppp) :
1.1016BTU
7,47 .10 3BTU
=
an.$.dolarPIB
an ×1,339 .1012
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Electricité totale offerte :
364,3 TWh
Electricité offerte par habitant :
364.106MWh = 2,09MWh
an.hab
an ×174,5 .106
Electricité offerte par dollar du PIB :
364.109kWh = 0,27kWh
an×$dolarPIB
an ×1,339 .1012
Emission totale de carbone :
89.106tonne.an-1
Emission de carbone par habitant :
89.10 6
= 0,51tonne.an −1.hab −1
an ×174,5.10 6
Emission de carbone par dollar du PIB :
89.10 6
= 0,0663tonneC
9
3
an ×10 US$PIB
an ×1,339.10 ×10 US$PIB
Variation des intensités énergétiques et électriques par unité du PIB
PIB
Intensité Energétique
Intensité Electrique
Milliards de R$
(103 BTU / an x R$)
KWh / an x R$
1980
538
10,17
0,23
1985
570
11,30
0,31
1990
600
12,10
0,36
1995
732
11,65
0,36
2001
1200
8,31
0,30
Année
Tableau 13 : Variation des intensités énergétiques et électriques par unité du PIB
Le calcul des intensités par unité monétaire est un peu défavorisé par la grande variation du taux de change avant 1994 et après
1999. La grande différence entre les valeurs du PIB national donné par le taux de change ou par le PDP (Purchasing Power Parity)
représente un autre facteur déterminant. C’est pourquoi on a préféré exprimer les intensités en R$ et non pas en US$.
En raison du rationnement de 2001, les intensités électriques mesurées en R$ du PIB ont chuté ce qui montre l’augmentation de
l’efficacité industrielle. Malgré cela, l’intensité per capita continue de croître au Brésil d’une manière constante depuis 1980.
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4. Institutions, Politique Energétique et Acteurs Industriels
4.1 Institutions et Politique Energétique
Le secteur énergétique a été restructuré à partir de 1997.
Loi 9478 du 6 août 1997
Cette loi a établi les principes de base qui régissent la politique nationale de l’énergie. De même, elle a créé le CNPE et l’Agence
Nationale du Pétrole.
Dans son contexte, elle traite entre autres de :
la titularisation et du monopole du pétrole et du gaz naturel ;
l’exploitation de la production ;
le raffinage du pétrole et le traitement du gaz naturel ;
le transport du pétrole, de ses dérivés et du gaz naturel ;
l’importation/exportation du pétrole, de ses dérivés et du gaz naturel ;
de la Petrobrás.
Le CNPE
La Loi 9478 du 6.8.97 définit la création du Conseil National de la Politique Energétique, organe assesseur du Président de la
République, responsable de :
promouvoir l’utilisation nationale des ressources énergétiques du pays ;
garantir l’approvisionnement des régions les plus distantes du pays ;
revoir périodiquement les matrices énergétiques appliquées dans différentes régions du pays ;
définir les directives pour les programmes spécifiques, tels que l’utilisation du gaz naturel, de l’alcool et autres biomasses, du
charbon et de l’énergie thermonucléaire ;
établir les directives pour importation/ exportation.
4.1.3. ANEEL et ANP
Ce sont des agences régulatrices, chargées du contrôle de l’énergie électrique et du pétrole.
L’ANEEL a été créée le 2.12.97 et l’ANP le 6.8.97 par la Loi nº 9478, citée plus haut.
4.2 Le Secteur Electrique
Le secteur électrique brésilien est dirigé par l’ANEEL, son agence régulatrice, et opéré par l’ONS – Opérateur National du
Système Electrique.
L’ANEEL définit tous les plans d’expansion de production, transmission et distribution de l’énergie électrique et supervise les
adjudications pour ces secteurs.
L’ONS est responsable de la planification énergétique et électrique, du plan de développement et de réformes, de la prévision des
débits, du programme mensuel des opérations et de la synthèse organisationnelle de l’opération.
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Comme le montre la Figure 7, l’énergie électrique offerte au Brésil est en croissance régulière depuis les trois dernières décennies.
Cette énergie est passée de 50 TWh/an en 1970 à environ 400 TWh/an en 2000. La baisse enregistrée en 2001 est le résultat
du rationnement dû au manque d’eau dans les réservoirs nationaux.
450
400
350
300
TWh
250
200
150
100
50
19
70
19
71
19
72
19
73
19
74
19
75
19
76
19
77
19
78
19
79
19
80
19
81
19
82
19
83
19
84
19
85
19
86
19
87
19
88
19
89
19
90
19
91
19
92
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
0
Année
Figure 7 : Offre totale d’énergie au Brésil (1970-2001)
La Figure 8 montre la même offre d’énergie, divisée par provenance : concessionnaires, importation et auto-producteurs. On
s’aperçoit qu’à partir de 1985, l’importation de l’énergie d’Itaipú (partie paraguayenne) constitue une part importante de l’énergie
totale.
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450
400
350
300
250
TWh
Énergie Totale
Concessionnaires
Reseau Public
200
150
100
50
00
20
98
19
96
19
94
19
92
19
90
19
88
19
86
19
84
19
82
19
80
19
78
19
76
19
74
19
72
19
19
70
0
Année
Figure 8 : Offre d’énergie au Brésil (1970 – 2001)
Les figures 9 et 10 montrent le comportement de l’énergie offerte au Brésil pendant la période de 1995 à 2001, qui enregistre
une croissance de 4 % par an. Cette croissance a été interrompue par le rationnement imposé de juin 2001 à février 2002. La
figure 10 montre la croissance de l’énergie électrique d’origine thermique et nucléaire pendant cette période, passant de 3,3 % du
total en 1995 à 11 % en 2002.
Taux de 4 % :
Valeur moyenne, approximative, obtenue de la manière suivante :
Energie2000 − Energie1955
390 − 315
=
= 0,0385
5 × Energie2000
5 × 390
La croissance moyenne de la période a été de 3,85%.
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450
400
350
300
Énergie Totale
250
TWh
Concessionnaires
auto-producteurs
200
Importation
150
100
50
0
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
Année
Figure 9 : Offre d’énergie au Brésil (1995-2001)
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450
400
350
300
Énergie Totale
250
TWh
Énergie Hydraulique
Concessionnaires
200
Énergie Totale moins auto-producteurs
150
100
50
0
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
Année
Figure 10 : Offre d’énergie au Brésil (1995-2001)
Pour répondre à la grande croissance de l’offre et de la consommation de l’énergie électrique, la capacité installée brésilienne a
beaucoup augmenté, passant de 60 GW en 1995 à 83 GW en 2002..
La figure 11 montre l’évolution de la capacité installée au Brésil. Elle correspond à une augmentation de 2,8 % par an pendant la
période de 1995 – 2001. Cette augmentation est limitée par le montant des investissements nécessaires pour assurer environ 3
GW de puissance annuelle. Un éventuel déficit à court terme est en train d’être comblé par deux mesures relativement peu
onéreuses pour le pays : l’importation d’énergie d’Argentine et du Venezuela et la construction de lignes de transmission,
garantissant plus de fiabilité du SIN (Système Interconnecté National). Dans tous les cas, la viabilité à long terme du système
électrique brésilien exigera une croissance de près 3 GW annuels.
Errata :
Taux de 2,8% (valeur antérieure équivoque)
Valeur moyenne, approximative, obtenue de la manière suivante :
77 − 59
Puissance2001 − puissance1995
=
= 0,039
6 × puissance1995
6 × 77
Le taux moyen de croissance de la puissance installée au Brésil, entre 1995 et 2001 a été de 3,9% et non de 2,8% comme
présenté.
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100000
90000
80000
70000
60000
Hydraulique
MW
Concessionnaires
50000
Capacité du reseau public
Capacité installée au Brésil
Capacité totale disponible au Brésil
40000
30000
20000
10000
0
1995
1996
1997
1998
1999
2000
*
2001 *
2002
Année
Figure 11 : Capacité installée au Brésil
La différence entre les capacités installées et le total disponible au Brésil, représente la capacité d’interconnexion avec les pays
voisins, liés par contrats d´échange d’énergie électrique. Ces contrats sont fait en MW, au maximum de la capacité d’échange, ce
qui permet un supplément disponible pouvant ou non être utilisé.
Politique d’approvisionnement électrique
La politique actuelle du gouvernement brésilien, au travers de l’ANEEL, vise à augmenter la production hydraulique, tout en
donnant une grande impulsion à la production thermique. L’énorme dépendance de l’eau rend le système électrique brésilien
vulnérable lors des sécheresses de longue durée. Pour cette raison, la croissance relative des programmes thermoélectriques est en
cours, principalement après le rationnement de 2001.
Le pays se prépare à augmenter la consommation du gaz naturel de 35 million de m3 journaliers actuels à 90 millions en 2005. Il
existe, en ce moment, environ 80 projets d’usines thermoélectriques autorisés par l’ANEEL.
Le prix du gaz naturel importé, fixé en dollars, a été l’un des obstacles à l’implantation de ces usines.
Organisation du secteur
La décision d’augmenter la participation du gaz naturel dans la matrice énergétique a été adoptée simultanément avec le programme
de privatisation du secteur énergétique. Actuellement, environ 63 % du marché de la distribution se trouve entre les mains de
concessionnaires privés. En revanche, la quasi-totalité du système de transmission et 85 % de la production sont sous le contrôle de
l’état.
Dans ce cadre a été créé le MAE, Marché de l’Energie en Gros, qui devra réaliser des enchères pour des contrats additionnels
d’énergie. Parallèlement, les grands consommateurs auront la liberté de choisir leur fournisseurs d’énergie.
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La crise énergétique de 2001 a engendrée la création d’une Chambre de Gestion de la Crise Energétique qui a géré, à titre
exceptionnel, la planification électrique brésilienne. Elle a mis en place le Comité de Revitalisation du Modèle du Secteur Electrique
dont le rôle est de corriger les failles du modèle établi et de proposer des améliorations, dans les principes de base du modèle, qui
sont : l’existence de compétition, la prédominance de l’investissement privé, le maintien de la qualité des services et une offre
d’énergie compatible avec les nécessités du pays.
Entreprises installées au Brésil
La privatisation de la distribution a eu lieu entre 1995 et 1998. Les principales entreprises privatisées brésiliennes ont été les
suivantes :
ESCELSA
6,2 TWh/ano
Iven S/A
GDT Participações
Autres
RIO LIGHT
21,2 TWh/ano
Eletrobrás
EDF (France)
AES Corporativa
Houston Industries
CERJ
5,5 TWh/ano
Chilectra
EDP (Portugal)
Edesa (Espagne)
COELBA
8,0 TWh/ano
Banco do Brasil
Iberdrola (Espagne)
Previ
CEEE-CO/RS
5,8 TWh/ano
AES Corporation
CEEE-N/NE
4,7 TWh/ano
VBC (Brésil)
Previ
CEA (Etats Unis)
CPFL
16,7 TWh/ano
CESP (Brésil)
VBC (Brésil)
Previ autres
ENERSUL
2,2 TWh/ano
Escelsa (Brésil)
Cypress Corp (Etats Unis)
Pacific Overseas (Etats Unis)
Autres
CEMAT
2,1 TWh/ano
Grupo Redi (Brésil)
Inepar (Brésil)
Autres
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ENERGIP
1,4 TWh/ano
Cataquases-Leopoldina (Brésil)
COSERN
2,1 TWh/ano
Coelba (Brésil)
Guaramiana (Brésil/ Espagne)
Uptik (Brésil)
COELCE
4,8 TWh/ano
Cerj (Brésil/Chilie/Espagne/Portugal)
ELETROPAULO METROPOLITANA
34,9 TWh/ano
Light (Canada)
Est. de São Paulo (Brésil)
CELPA
1 TWh/ano
Grupo Rede (Brésil)
Autres
ELEKTRO
10,3 TWh/ano
Enron (Etats Unis)
Cesp (Brésil)
BANDEIRANTE
23,5 TWh/ano
Gouvernement de São Paulo (Brésil)
VBC (Brésil)
EDP (Portugal)
CACHOEIRA DOURADA
Endesa (Chilie)
Edgel (Peru)
Autres
GERASUL
Tractebel (Belgique/ France)
BNDS (Brésil)
Autres
Toutes ces entreprises distribuent environ 65 % de l’énergie totale brésilienne. À coté des entreprises brésiliennes, des entreprises
américaines, européennes et sud-américaines se partagent actuellement la distribution de l’énergie électrique au Brésil.
Plan d’Expansion
L’arrêté ministériel MME nº 485 du 16 décembre 1999 a créé le Comité Coordonnateur de Planification de l’Expansion des
Systèmes Electriques, le CCPE (pour l’intégralité de l’arrêté voir Annexe 2).
Le CCPE a été responsable de l’ensemble des travaux d’étude et d’implantation d’usines nouvelles, lignes de transmission et sousstations réductrices dans tout le pays.
Lors du rationnement de l’énergie électrique en mai 2001, le Ministère des Mines et Energie a mis en place, au travers du CCPE,
une série d’actions d’urgence (voir Annexe 3).
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A cette même occasion, un Plan Général d’Expansion a été présenté (voir détail Annexe 4). Entre 2001 – 2005, le Plan prévoit
de créer au Brésil les conditions de production d’énergie électrique suivantes :
Usines hydroélectriques
Usines thermiques et
Nucléaires
Situation Décembre 1990
Situation Décembre 1995
81 usines
117 usines
66.227 MW
77.196 MW
24 usines
53 usines
6.310 MW
23.775 MW
Tableau 14 : Prévision des conditions de production d’énergie électrique, 2001 - 2005
C’est pratiquement l’intégralité du Plan qui a été mise en oeuvre pendant les années 2001 et 2002. Depuis janvier 2003, avec
l’entrée en fonction du nouveau gouvernement fédéral, graduellement, des changements sont introduits. Il existera certainement un
Plan d’Expansion, mais avec de nouvelles priorités en accord avec les nécessités du moment. Il faut souligner qu’en ce moment - avril
2003 - les réservoirs d’eau sont presque pleins, garantissant pour les 2 années à venir un approvisionnement normal en énergie
électrique hydraulique, à l’opposée de ce qui s’est passé en 2001, quand le rationnement de l’énergie a été décrété et le Plan mis
en place (voir Annexe 4).
Il est possible, de ce fait, que le Plan d’Expansion soit modifié ou ajourné. Les ouvrages déjà commencés seront achevés, mais ceux
qui devaient commencer plus tard pourraient être retardés.
Le profil de l’importation d’énergie depuis 1980
Comme il a été montré dans la Figure 11, les importations d’énergie électrique ont commencé en 1986 avec le début des
opérations de l’usine d’Itaipú et l’achat immédiat de l’énergie produite par la partie paraguayenne. La Figure 12 montre les
importations brésiliennes d’énergie électrique de 1970 jusqu’au jour d’aujourd’hui.
50
45
40
35
TWh
30
25
20
15
10
5
0
-51970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000
année
Figure 12 : Importations brésiliennes d’énergie électrique
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Participation des entreprises privées
A la fin 2002, après la conclusion de la première phase des privatisations, 63% du marché de distribution et 15% de celui de la
production se trouvaient sous la responsabilité d’entreprises privées.
4.3 Le secteur électronucléaire
Agents nationaux du secteur nucléaire
Les deux principaux agents nationaux sont le CNEN - Comission Nationale de l’Energie Nucléaire, l’Eletronuclear et l’Eletrobras
Termonuclear S.A.
Le CNEN a pour objectif l’avancement des connaissances scientifiques dans les domaines du nucléaire, de l’ingénierie des
combustibles, de la physique des réacteurs, de la thermo-hydrolique, de l’analyse des accidents, de la radioprotection et de la
dosimétrie.
Le CNEN contrôle divers Instituts, à savoir :
IPEN –
Institut de Recherche Energétique et Nucléaire;
CDTN –
Centre de Développement de Thecnologie Nucléaire;
IRD –
Institut de Radioprotection et Dosimetrie;
IEN –
Institut d’Ingénierie Nucléaire;
CRCN –
Centre Régional de Sciences Nucléaires;
Partenariats internationaux
Le Brésil maintient des accords de coopération avec des pays européens (la France et l’Allemagne) depuis la dernière décade. En
1955 le Brésil a signé un programme de coopération avec les Etats Unis pour la prospection des ressources d’uranium. Entre 1955
et 1960 il a développé un réacteur alimenté en Torium.
En 1972, le Brésil a signé un contrat avec Westinghouse pour la première usine nucléaire brésilienne.
Entre 1973 et 1974, la CNEN, au travers de sa filiale, la Compagnie Brésilienne de Technologie Nucléaire, a réalisé des études
visant à l’introduction dans le pays de la technologie nucléaire sur une large échelle.
En 1975 a été signé un accord avec la République Fédérale Allemande. Cet accord englobait les points suivants :
prospection et traitement du minerai d’uranium ;
production de composés d’uranium ;
production de réacteurs nucléaires et de leurs composants ;
enrichissement d’uranium et services de l’enrichissement ;
production d’éléments combustibles ;
traitement de combustibles irradiés ;
Cet accord est resté pratiquement congelé pendant 12 ans et c’est seulement en 1986 qu’une commission de haut niveau a évalué
le Programme Nucléaire Brésilien et présenté les conclusions suivantes :
maintien du programme nucléaire brésilien répondant aux demandes de l’énergie et de la médecine ;
le rythme du programme dépendra des nécessités en approvisionnement de combustibles et des coûts des énergies
alternatives comparées au coût du développement de l’énergie nucléaire ;
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maintien des relations de coopération avec l’Allemagne sur l’utilisation pratique de l’énergie nucléaire ;
chercher la coopération entre le Brésil et l’Argentine dans le domaine nucléaire ;
continuer la construction des usines d’Angra II et Angra III.
Pendant les années 80 un groupe de la Marine du Brésil a cherché à développer la technologie de l’enrichissement de l’uranium par
le procédé de JET NOZZLE.
En mai 1988, un arrêté ministériel a créé un groupe de travail dans le but de proposer des mesures pour la viabilisation économique
d’Angra II et Angra III.
Le 31 août 1988, le Président de la République a adopté un Décret-Loi 2464 qui a modifié la structure du secteur nucléaire
brésilien. Les principaux changement ont été :
extinction de la NUCLEBRAS ;
création des Industries Nucléaires Brésiliennes, INB ;
transfert des activités de la Nuclebras au CNEN, à l’exception de la construction d’Angra II et Angra III ;
transfert de la NUCLEN à ELETROBRAS ;
dissolution de la NUCLAM et NUCLEI ;
inclusion de la NUCLED et NUCLEMON dans les programmes gouvernementaux de privatisation ;
L’usine d’Angra a été terminée seulement au début de 2001, dotant le Brésil de deux usines nucléaires, Angra I et Angra II, d’une
puissance totale de 1,966 GW.
Politique électronucléaire
La politique électronucléaire est décidée par le CNPE, Conseil National de Politique Energétique.
Celui-ci, par sa Résolution nº 8 du 17 septembre 2002, à chargé l’Eletronuclear de prendre des mesures pour relancer les travaux
d’Angra III, avec, comme objectif, la date de novembre 2008.
L’Eletronuclear devra superviser les travaux de projet d’ingénierie, définir les ressources financières, négocier divers contrats
d’ouvrages et d’achats d’équipements et obtenir des autorisations environnementales et nucléaires pour le dépôt de déchets
radioactifs.
Le CNEN et l’Eletronuclear devront, suivant la Résolution nº 8, déterminer le lieu destiné à la construction du dépôt définitif des
déchets radioactifs des trois usines d’Angra dos Reis.
L’Eletrobras devra également formuler, en vue de la délibération du CNPE, la proposition du financement de la construction
d’Angra III.
L’Eletronuclear doit, enfin, mettre en place, avant mai 2003, la structure concernant l’élaboration des appels d’offres, les
négociations de contrats et accords avec des banques et agences de crédit, les autorisations environnementales, nucléaires et celles
relatives aux services préparatoires de l’ingénierie.
Source :
Ministério de Minas e Energia : http://www.mme.gov.br/sen/cnpe/Resolucao8-2002.htm
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5. Eléments économiques relatifs au secteur électrique
5.1 Coût du KWh
Le coût du KWh pour le consommateur brésilien est déterminé par la Résolution ANEEL nº 467 du 28.8.2002 et nº 510 du
12.9.2002.
Les tarifs présentés peuvent être résumés comme suit :
Basse tension résidentielle (R$ / KWh)
De 0,07192 à 0,21145
Rural
0,13099
Coopérative électrification rurale
0,09258
Service publique d’irrigation
0,12047
Industriel / commercialde
0,10772 à 0,21918
Haute tension
Consommation
Demande
De 88 à 138 kV
0,05351 R$ / KWh
21,28 R$ / kW
69 kV
0,5502
21,88
De 30 à 44 kV
0,11107
7,59
De 23 à 25 kV
0,11519
7,86
13,8 kV
0,02668
8,73
En outre, des tarifs spéciaux, Heure-Saison Bleue et Heure-Saison Verte, ont été aménagés. Ils offrent des coûts différenciés en
fonction de la période (de pointe ou non) de consommation.
Les entreprises qui choisissent ce type de tarification paieront leur demande d’énergie en dehors des pics à un tarif très bas, par
contre, il sera très élevé en cas de dépassement des valeurs contractées.
Cet arrêté établit également la tarification de l’énergie générée par les auto-producteurs.
Prix de l’énergie de 69 kV
Le prix de la consommation de l’énergie électrique dépend de deux facteurs : la consommation proprement dite en R$/kWh ainsi
qu’un taux de demande maximum présumé en R$/kW, qui oblige le concessionnaire à maintenir une installation capable de fournir à
n’importe quel moment une puissance déterminée.
Le kWh produit en haute tension est bon marché, cependant, la demande est chère car elle oblige les concessionnaires à avoir des
installations qui garantissent au client la puissance maximale sollicitée. Le tarif de demande pour 69 kV est élevé (21,88 R$/kW)
mais celui de sa consommation est bas (0,05502 R$/kWh).
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5.2 Coût des combustibles fossiles utilisés dans le secteur électrique
L’ONS, Opérateur National du Système Electrique, a établi dans son Plan Annuel de l’Opération Energie, élaboré en 2002,
quelques valeurs de classification des usines thermoélectriques conformément à leur puissance nominale moyenne et le type de
combustible utilisé.
Les coûts de l’opération de ces usines sont les suivants :
Nucléaire
8,50 R$/ MWh
Gaz naturel
32,87 R$/ MWh
GN importation d’Argentine
36,91 R$/ MWh
Charbon
de49,30 à 64,04 R$/ MWh
Gaz naturel (deuxième groupe)
de 71,26 à 88,27 R$/ MWh
Huile combustible
de 96,80 à 193,72 R$/ MWh
Bagasse
207,09
Huiles (speciaux)
de 319,41 à 386,76 R$/ MWh
Coût de production
Les coûts opérationnels des usines électriques sont bien définis au Brésil et se trouvent dans le chapitre 5.2. déjà présenté.
Quant aux coûts de production, l’ANNEL a déterminé dans les derniers appels d’offres d’usines (juillet 2001), une valeur
moyenne de 663 US$ par kW avec un écart permis de 27 % autour de cette valeur. Considérant les temps de construction très
longs et les coûts élevés des emprunts internationaux, le prix de l’ensemble de l’installation dépasse de beaucoup, dans la majorité
des cas, la valeur initiale prévue. Ceci a aussi été vérifié lors de la construction des deux usines nucléaires de Angra dos Reis dont il
est pratiquement impossible de connaître le prix final.
Dans les appels d’offres internationaux pour la construction des usines thermoélectriques, les coûts sont nettement plus bas, variant
de US$ 300 à 500 par kW installé, avec des délais d’exécution de l’ordre de 2 ans.
Pour des usines thermoélectriques les prix pratiqués au Brésil et les prix internationaux sont similaires, du fait que les appels d’offres
sont ouverts aux entreprises de n’importe quel pays, contrairement à ce qui s’est produit avec les usines hydroélectriques,
habituellement gérées par le gouvernement brésilien au travers d’Eletrobrás.
Coût marginal d’expansion de la production
Il s’agit du coût, pour une situation de production déterminée, d’une unité (MWh) supplémentaire d’énergie électrique.
Ce coût dépend de l’avance du projet du potentiel hydrique brut, des distances qu’il y a par rapport aux centres de consommation,
de la constitution géologique des sols, du déplacement de populations, de la production agricole sur les surfaces inondées, etc.
Des études théoriques, prenant en compte tous ces paramètres, indiquent, pour 2001, un coût marginal de 35,00 US$ / MWh
et l’évaluent à 51,00 US$ / MWh en 2050.
5.3 Coût de référence pour la mise en place de nouvelles capacités électriques
L’ANEEL, au travers de sa Résolution nº 22 du 1. février 2001, a défini la Valeur Normative (VN) à R$ 72,35 / MWh pour
les sources compétitives.
En période de planification de l’opération énergétique, la VN donne le signal pour l’inclusion des blocs de production thermique et
de gaz naturel ou pour l’expansion de grands segments de transmission pouvant couvrir les marchés déficitaires, jusqu’à ce que le
Coût Marginal de l’Opération du Sous-Système soit égal ou inférieur à la VN.
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L’ONS évalue, pour toutes les régions brésiliennes pendant la période 2002-2006, un CMO (Coût Marginal de l’Opération)
bas, nettement inférieur à la VN déterminée.
Cependant, pour les régions sud-est / centre-ouest, les valeurs de CMO vers la fin de 2006 sont proches de la VN, ce qui
signifie que l’on devra assurer de nouvelles augmentations de capacité, en dehors de celles, programmées par l’ANEEL.
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6. Enjeux et Perspectives d’ici 2015-2020
6.1 Croissance Economique, Production Industrielle, Démographie, Urbanisation
Croissance économique
La croissance économique pour la période de 1995-2001 a été, en moyenne de 2,5 % par an. Pour l’année 2002 est
attendue une légère augmentation de 1,4 %. Le gouvernement projette, d’une manière réaliste, des valeurs réduites pour 2003, de
l’ordre de 1,5 % et, pour la période 2004–2010, une progression constante de 4% par an. Dans ce contexte intermédiaire, on
estime le PIB national de 2010 à R$ 1.850 milliards de dollars.
Il est évident que, dans le cas de stabilisations économiques, de diminutions de l’inflation, de réductions des intérêts, le PIB national
pourrait croître à un taux plus rapide, pouvant dépasser, en 2010, 2.000 milliards de réais. Le Brésil a déjà connu, il y a 20 ans,
un taux de croissance annuelle de 7 à 10 %.
Production Industrielle
En raison des taux d’intérêt élevés pratiqués par la Banque Centrale brésilienne ces derniéres années, l’activité industrielle progresse
lentement. La croissance en 1995 a été de 1,8 %, en 1996 de 1,7 %, en 1997 de 3,9 % et une réduction d’activité
industrielle a été enregistrée en 1998 et 1999 avec des indices de –2,1 % et –0,7 % respectivement. La dernière période de
croissance raisonnable est celle de 2000 avec un indice de + 6,5 %. Pour la période de 2001 à 2002, l’industrie a progressé
d’à peine 3 %.
Démographie
Le taux de croissance de la population brésilienne, dans les dernières années, a été de 1,3% par an. Bien que cette valeur soit en
diminution depuis les années 70, ce chiffre représente une augmentation de la population de 2,2 millions d’habitants par an,
amenant la population brésilienne à 175,6 millions d’habitants.
N’importe quel pays qui doit absorber 2,2 millions de personnes par an doit investir des sommes considérables pour la santé,
l’éducation et l’emploi afin de maintenir un niveau de vie égal à sa population. Le taux de natalité au Brésil chute, alors que la durée
de vie augmente. Le Brésil a presque doublé sa population au cours des 3 dernières décennies.
Le revenu brésilien per capita progresse peu, mais d’une manière constante dans les dernières décennies.
Urbanisation
Au cours des 50 dernières années, le Brésil s’est urbanisé très rapidement. 80 % de sa population vit actuellement en milieu urbain
et 20 % , à peine, en milieu rural.
Analphabétisme
Il y a 50 ans, un peu plus de la moitié de la population était analphabète. Il y a 10 ans, le taux d’analphabétisme a chuté à 18 %,
se situant, aujourd’hui, autour de 15 %.
Mortalité infantile
Dans les années 50, dans les états les plus pauvres, 165 nouveau-nés sur 1000 mourraient avant d’atteindre l’âge d’un an. Il y a
10 ans, ce taux est passé à 74 pour 1000 et se situe aujourd’hui autour de 57 pour 1000.
La moyenne nationale a, cependant, chuté de 145 à 36 morts pour 1000 naissances. Dans les états les plus riches, cet indice est
proche de celui des pays développés.
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Perspective de vie
Il y a 5 décennies, le brésilien arrivait, en moyenne à l’âge de 45 ans. Au début des années 90 la perspective de vie est remontée
à 65,5 ans. Aujourd’hui, elle est de 67 ans.
6.2 Demande électrique
Pour faire face à une augmentation moyenne prévue de 4 % du PIB dans les prochaines années, il est nécessaire d’augmenter la
capacité installée au Brésil, s’élevant actuellement à 83,3 GW.
Au cours des dernières années, son augmentation a été d’environ 3 GW par an.
En raison du rationnement de 2001, le gouvernement a entrepris des actions devant accélérer la croissance de la capacité installée
afin d’empêcher le retour à de telles situations.
Ces actions, qui précédemment s’étendaient sur 10 à 20 ans, ont été concentrées aujourd’hui sur une courte période, de 2001 à
2004.
Programmes stratégiques de l’offre de l’énergie électrique
Le programme prévoit des investissements de 43 milliards de réais, dont 34 milliards seront apportés par le secteur privé.
Ces investissements seront consacrés à la construction d’usines hydroélectriques et thermoélectriques, de lignes de transmission et de
sous-stations. Il est prévu d’explorer également l’énergie éolienne, la biomasse, des petites centrales hydroélectriques (PCHs) et la
co-production.
D’ici à 2004, le programme prévoit la mise en fonctionnement de 24 centrales hydroélectriques totalisant 10 GW, de 38 usines
thermoélectriques avec un total de 9,4 GW, de 29 PCHs sommant 0,38 GW, de 17 usines co-productrices avec un total de
0,79 GW et de 42 usines éoliennes de 1,05 GW.
Le programme prévoit, de même, la construction de 9.270 km de lignes de transmission et 8.800 MWA de sous-stations.
La programmation d’ouvrages, mise en place pour la période 2001-2004 avance, pour l’instant, d’une manière satisfaisante. Les
données actualisées en mai 2002, montrent que plus de 95 % des travaux seront achevés conformément aux prévisions initiales.
Une fois ce plan terminé, la production hydroélectrique brésilienne chutera de 89 % à 78 % du total et la production des usines
thermoélectriques augmentera de 9 à 17 %.
Les énergies alternatives telles que l’utilisation de la biomasse, les PCHs et l’énergie éolienne, passeront de 3 à 5%.
Programme prioritaire de thermoélectricité (PPT)
Ce programme est partie intégrante du précédent. Il s’agit d’un ensemble de 38 usines totalisant 9,4 GW, qui seront construites
dans tout le pays. De ces usines, 10 sont déjà en opération ou en essai, 11 sont en construction et 17 n’ont pas encore été
commencées.
Thermoélectriques d’appui
58 petites usines seront à la disposition du SIN pour être utilisées seulement en situation d’urgence. 44 de ces usines sont déjà
construites, prêtes à l’utilisation, 5 en phase d’essai et 9 autres en fin de construction. D’ici la fin 2002 ce programme sera
complété.
D’après les dernières études de l’ONS, les résultats de la mise en œuvre de ces projets d’amplifications permettront de satisfaire
l’alimentation du système brésilien jusqu’en 2005/2006. Par la suite, un nouveau programme de constructions devra être mis en
place pour les deux années suivantes, afin de prévenir d’éventuels problèmes d’approvisionnement.
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6.3 Contraintes existantes en terme de politique énergétique
Environnement
Il y a encore peu de temps, l’électricité brésilienne était essentiellement hydroélectrique, 95 % du total. De ce fait, les indices
relatifs à l’environnement, principalement ceux de CO2, ont toujours été très favorables. L’énergie brésilienne, évalué en indice per
capita est l’une des moins polluante du monde. Cependant, avec l’accroissement de la production thermoélectrique, la question de
l’impact sur l’environnement ne manquera pas de se poser, ce qui exigera la mise en place d’une surveillance plus rigide des indices
de pollution. L’utilisation préférentielle du gaz naturel à la place du charbon et des dérivés du pétrole pourra certainement résoudre
une partie du problème.
Quant à l’utilisation de l’énergie nucléaire, la majorité des techniciens et scientifiques brésiliens s’y sont toujours opposés en raison,
essentiellement, des problèmes de déchets et de sécurité. La grave crise d’électricité de 2001 a remis à l’ordre du jour la polémique
autour de l’énergie nucléaire, non polluante mais source d’autres graves problèmes. Il est probable que cette solution énergétique soit
retardée jusqu’au moment de l’épuisement des autres sources ce qui, fatalement, arrivera avec les combustibles fossiles.
Dans sa Résolution nº 8 du 17 septembre 2002, le CNPE a planifié l’installation d’Angra III qu’à partir de 2009. Le Brésil ne
disposera donc, jusqu’alors, que de ses deux usines Angra I et Angra II qui totalisent 1,966 GW de puissance.
La résolution en question laisse apparaître une nette préoccupation concernant la détermination du lieu de dépôt des déchets
radioactifs.
L’ouverture des marchés
L’ouverture des marchés de l’énergie aux entreprises étrangères a été le résultat du manque de ressources pour financer les travaux de
l’infrastructure. Dans la situation actuelle, le Brésil ne pourra pas assumer seul l’ensemble des investissements nécessaires pour la
production du pétrole, de ses dérivés et de l’électricité.
Les entreprises internationales investissent en US$ et souhaitent le retour des bénéfices dans la même monnaie. Le Brésil, pour
diverses raisons, doit maintenir sa monnaie sous-évaluée par rapport au dollar, conduisant, en général, à une parité de change valant
moins de la moitié de son pouvoir d’achat. Pour obtenir des bénéfices comparables aux valeurs internationales, les entreprises
doivent augmenter les tarifs des combustibles dans la mesure où ils sont payés en réais, les bénéfices étant calculés en dollars. Cette
situation a pour conséquence d’exercer une pression constante sur l’établissement des tarifs, sachant qu’une tranche importante de la
population ne peut faire face à ces augmentations.
Cette pression surgit à chaque dévalorisation du real par rapport au dollar. Ceci constitue donc un grand obstacle pour la croissance
et l’ouverture totale du système énergétique national. Il s’agit davantage d’un problème politique qu’économique ou technique.
Contrats avec l’extérieur pour l’approvisionnement en gaz, électricité, charbon, uranium etc.
Le Brésil a plusieurs contrats d’achat d’énergie à l’étranger. Ces contrats sont stipulés en dollars. Comme il existe une dévalorisation
du real par rapport au dollar, c’est encore le consommateur brésilien qui paie plus cher le combustible importé, même sans addition
des coûts locaux.
Ceci concerne le gaz bolivien, l’électricité paraguayenne et le pétrole du marché international. Il en est de même pour le charbon qui
toutefois représente un volume relativement réduit. Concernant l’énergie nucléaire, le Brésil devrait produire, à partir de mars 2003,
de l’uranium enrichi pour Angra I et Angra II et produira ainsi, d’ici à 2007, 55% de sa consommation, économisant par-là même
11 millions de US$ par an.
6.4 Evolution des capacités existantes de production d’électricité en fonction de leur âge et des contraintes environnementales;
Evolution de la marge offre/demande d’électricité
La plus grande partie du système électrique brésilien en fonctionnement a été implanté à partir des années 60. S’agissant de
systèmes hydroélectriques, la projection de leur vie utile peut se calculer encore en quelques décennies avant leur disqualification.
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Dans le cas des usines hydroélectriques, les contraintes environnementales sont vérifiées avant et pendant leur construction ; il est rare
que des problèmes liés à l’environnement surgissent après leur mise en service.
La préservation des rivières et des lacs associés à l’usine hydroélectrique constitue la condition prioritaire du projet, tout comme la
préservation de la vie animale et végétale environnante.
Le Brésil affronte parfois, avant la construction des barrages et réservoirs, de sérieux problèmes avec la délocalisation des populations
riveraines. De nombreuses Organisations Non Gouvernementales, tout comme différentes Associations Indigènes, ont lutté contre la
construction de certains barrages. De nombreux projets importants ont été abandonnés, il y a des années, en raison d’empêchements
d’ordre social.
Il est probable que le Brésil devra recourir à ce potentiel hydroélectrique, toutefois, ceci ne devrait pas se produire avant
l’épuisement des réserves des autres énergétiques. Soulignons que la plus grande part de ce potentiel hydroélectrique se situe en
Amazonie, à plus de 2.500 km des principaux centres de consommation. Il s’agira de développer, pour transporter l’énergie des
grandes rivières amazoniennes vers les régions sud-est et autres grands consommateurs, des lignes de transmission spéciales,
supérieures à celles utilisées par Itaipú.
En ce qui concerne les usines thermoélectriques, le problème environnemental est réduit du fait de l’utilisation massive du gaz naturel.
Il est possible que le charbon et le pétrole soient l’objet de futures restrictions comme combustible pour générer de l’énergie.
Le Brésil devra, cependant, solutionner un problème inhérent à l’utilisation du gaz naturel. Ce combustible est exploité en système
de « take or pay » ce qui signifie que les quantités commandées sont obligatoirement transférées vers les gazoducs et doivent être
consommées. Le plus grand client du gaz naturel actuellement sont les usines thermoélectriques qui, suivant l’accord Brésil-Bolivie,
devront utiliser d’une manière permanente des quantités fixes du combustible. Toutefois, le kWh généré par le gaz naturel est
beaucoup plus cher que l’hydroélectrique, conduisant les usines à n’utiliser le gaz naturel que pendant les heures de pointe. Toute
tentative d’utiliser le gaz naturel à la base du système, durant un grand nombre d’heures/jour, aura pour conséquence une
augmentation insupportable du kWh brésilien.
Afin de minimiser ce problème et de régulariser la demande, on cherche à diversifier son utilisation par l’industrie comme source de
chaleur dans leurs processus.
En ce qui concerne la marge offre/demande d’électricité, l’utilisation encore massive d’hydroélectricité oblige à maintenir cette valeur
élevée, d’autant plus que les indices pluviométriques des divers bassins hydrographiques ne sont pas contrôlables. Le pays opère
actuellement avec une disponibilité de 89 GW pour une demande de 56 GW.
Temps moyens de construction
Les temps moyens de construction des usines électriques brésiliennes varient de 5 à 10 ans, durée qui peut, dans certains cas, aller
jusqu’à 18 ans. Lorsqu’il existe des emprunts internationaux, l’Eletrobrás arrive à construire des usines dans un délai plus court, mais
difficilement inférieur à 5 ans. Actuellement les usines thermoélectriques sont construites en 2 ans au plus, mais la phase initiale
d’exécution exige du temps, parfois long, avant d’obtenir des autorisations environnementales.
6.5 Evolution des capacités d’interconnexion
Un des points les plus importants pour la fiabilité du SIN (Système National d’Interconnection) est le nombre d’interconnexions
entre les diverses régions de puissances compatibles avec les demandes locales.
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Le SIN est constitué de quatre régions principales, interconnectées comme le montre la figure 6 :
Figure 13 : Les quatre régions du SIN
Chacune de ces interconnexions présente les valeurs maximales d’opération. Le tableau ci-dessous montre les valeurs actuelles des
capacités de transmission et la programmation de l’évolution de ces valeurs :
IMPERATRIZ
NORD
ITAIPÚ ET
PARAGUAY
NORD-EST
SUDEST ET
CENTRE-OUEST
ARGENTINE
SUD
Interconnexion
Capacité actuelle (2002)
Capacitéen 2006
Sud-est / Sud
Sud / Sud-est
Sud-est / Imperatriz
Imperatriz / Sud-es
Nord / Imperatriz
Impetratriz / Nord
Nord-est / Imperatriz
Imperatriz / Nord-est
Sud-est / Nord-est
Nord-est / Sud-est
2,925 GW
1,297 GW
1,0 GW
t0,11 GW
1,33 GW
1,306 GW
0,52 GW
1,33 GW
0
0
5,2 GW
4,675 GW
2,2 GW
1,607 GW
3,6 GW
1,6 GW
0,992 GW
1,48 GW
0,9 GW
0,295 GW
L’existence de ce réseau d’interconnexions a joué un rôle essentiel dans l’approvisionnement régulier de l’énergie électrique pendant
la période de rationnement.
La région nord-est a été dépannée par la région nord et sud-est.
La région sud-est a été dépannée par l’Argentine, au travers la région sud.
Le programme stratégique d’augmentation de l’offre entre 2001-2004 a projeté 26 nouvelles lignes de transmission avec un total
de 9.273 km. Ce projet est en exécution, avec 505 km de lignes construites en 2001 et un total de 1.037 km en 2002.
Remarque :
PCH est l’abréviation de Petites Centrales Hydroélectriques qui se caractérisent au Brésil par des puissances installées inférieures à
30 MW.
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6.6 Situation et Evolution du réseau électrique
La figure 7 montre la situation topique d’une journée quelconque, celle du 4.12.2002, où sont présentées toutes les charges
moyennes journalière en MW pour toutes les régions du SIN et les puissances moyennes d’interconnexions entre les régions. Les
distances entre les régions SUD et NORD peuvent être supérieures à 4.000 km.
SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN - MWmed
Vérifiée
Programmée
Production
Hydroélectrique Nationale
32.438
33.197
Itaipu Binationale
9.497
9.109
Thermonucléaire
1.600
1.603
Thermo Conventionnelle
1.206
1.194
Total SIN
Échanges Internationaux
Charge (*)
44.741
45.103
100,00 %
12
44.753
14
45.117
100,00 %
-923
Nord Relié
Prod.Hydro.
Charge (*)
73,60 %
20,20 %
3,55 %
2,65 %
248
1.793
2.716
Nordeste
Prod.Hydro.
Prod.Thermo.
6.190
88
Charge (*)
6.526
1.171
Itaipu Binational
Production
9.109
14
Échanges Internationaux
1.196
Sudeste/Centro-Oeste
16.705
Prod.Hydro.
Prod.Thermo. 2.186
Charge (*)
Sud
Prod.Hydro.
Prod.Thermo.
8.509
523
Charge (*)
7.850
28.025
(*) Charge = Consommation + pertes
Figure 14 : Balance de l'énergie (tableau) et Production, Charges régionales et Échanges d’énergie le 4/12/2002
On peut observer que la région NORD a reçu ce jour une charge moyenne de 923 MW, la région NORD-EST a reçu 248
MW, la région SUD-EST / CENTRE OUEST a reçu 9.109 MW d’Itaipú, 1.196 MW de la région SUD et fournissent 1.171
MW à l’interconnexion Imperatriz.
Les deux usines nucléaires d’une capacité installée de 1,966 GW, ont permis à échelle de 1,194 GW, de fournir de l’énergie à
la région Sud-est. La troisième unité, Angra III, devra être construite à côté d’Angra I et II.
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Capacités décentralisées
En 2002, la capacité totale des systèmes décentralisés est la suivante :
Hydraulique
521 MW
Thermique
1013 MW
Nucléaire
0
Total des Concessionnaires
1534 MW
Producteurs indépendents
388 MW
Capacité du réseau publique
1922 MW
Auto-producteurs
0
Capacité decentralisée totale existante dans le pays
1922 MW
Capacité importée
0
Capacité descentralisée totale disponible au Brésil
1922 MW
Ce total de 1,922 GW existe dans des réseaux locaux qui ne sont pas connectés au SIN. Les principaux réseaux locaux du Brésil
sont les suivants :
Macapá et adjacents
Boa Vista et adjacents
Porto Velho (Rondônia) et Rio Branco (Acre)
Manaus et adjacents
Energies renouvelables
Bien que le Brésil soit précurseur en matière d’énergies renouvelables (autres qu’hydrauliques), le plus grand investissement jamais
programmé est celui présenté par le Programme Stratégique d’Accroissement de l’Offre 2001-2004.
Conformément à ce programme, il y aura, fin 2004, dans le domaine des énergies renouvelables les structures suivantes :
PCHs
29 usines
381 MW
Coproduction (biomasse)
17 usines
787 MW
Eolienne
42 usines
1050 MW
Il s’agit du plus grand projet jamais réalisé au Brésil dans le domaine des énergies renouvelables (hormis le domaine hydroélectriques)
Le Brésil possède également une large expérience en production photovoltaïque, utilisée par certaines communautés dans des
régions distantes d’Amazonie, dans l’état de São Paulo et dans le Nord-est.
6.7 Quelles sont les nouvelles capacités à construire ?
Le Programme Stratégique d’Accroissement de l’Offre (2001-2004), en pleine exécution, devra fournir les puissances totales
suivantes :
Hydroélectrique
24 usines
10 GW
Thermoélectrique
38 usines
9,44 GW
Thermoélectriques d’urgence
58 usines
2,16 GW
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Importation
5 usines
2,49 GW
Renouvelables
?
2,22 GW
TOTAL
?
26,31 GW
Cette capacité devra s’ajouter à la capacité de 91,8 GW actuellement disponible au Brésil, représentant en 2005 une puissance
totale de 118 GW.
6.8 Les usines thermoélectriques d’urgence
Le gouvernement brésilien a créé un plan spécial de 58 petites usines thermoélectriques totalisant 2,16 GW, pour pallier à des
situations d’urgence, comme celle de mai 2001 due au manque d’eau dans les réservoirs.
Ces petites usines représentent une capacité installée (souvent mobile) qui pourra être utilisée ou non et qui seront rémunérées par
une assurance payée par les usagers brésiliens. Elles ont été installées sur des points critiques du territoire national et seront utilisées
uniquement dans des cas d’urgence.
Quant aux autres usines thermoélectriques, elles seront installées en accord avec le Plan d’Expansion de l’ANEEL et seront
définitivement incorporées au SIN, Système Intégré National. Il y a peu de temps encore, plus de 95% de la puissance installée au
Brésil provenait d’usines hydrauliques. Actuellement, l’énergie hydraulique représente moins de 90% du total et devra diminuer
encore dans le futur. On cherche à réduire davantage cette dépendance pour éviter que se reproduisent les sérieuses conséquences
de 2001.
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7. Perspectives d’implantation de nouvelles capacités électronucléaires
L’installation de la troisième centrale nucléaire brésilienne est programmée pour l’année 2009. Le gouvernement brésilien ne prévoit,
actuellement, aucun projet significatif d’accroissement de la capacité de production électronucléaire.
Avec l’une des plus grandes réserves d’eau douce de la planète, le Brésil a un fort potentiel de production hydroélectrique. Cette
énergie et celle issue de l’utilisation de la biomasse seront probablement les plus importantes en terme de développement au cours
des 20 prochaines années.
De nombreuses restrictions pèsent aujourd’hui même sur le secteur thermoélectrique en raison de l’impact sur l’environnement, le seul
projet important en cours d’exécution devant son existence à la pénurie d’eau de 2001.
D’un autre côté, les réserves brésiliennes de combustibles fossiles n’étant pas très importantes, le pétrole sera utilisé de préférence
dans le secteur des transports et le charbon dans celui de la sidérurgie. L’utilisation du gaz naturel permettra de seconder la
production hydroélectrique. Mais il est fort à penser que les réserves en gaz naturel tant brésiliennes que boliviennes ne sont pas non
plus très grandes. D’ici quelques années, le Brésil aura une consommation de 90 à 100 millions m3/jour, les réserves actuelles
s’épuiseront donc rapidement. Suivant la théorie d’Hubbert, la pointe de production de gaz naturel surviendra en 2020 et la
décroissance qui suivra entraînera d’importants préjudices à l’industrie qui l’utilise.
Alors, le Brésil choisira peut-être de recourir à l’énergie électronucléaire. De plus, il est probable qu’en 2020, la connaissance
technique et scientifique dans ce domaine, suivant son avancée, accroîtra la sécurité des réacteurs au point d’effacer les
appréhensions qui, de fait, existent au Brésil face à l’énergie nucléaire. 90 % des techniciens, ingénieurs et scientifiques brésiliens
ont choisi, aujourd’hui, de remettre à plus tard l’utilisation intensive de l’énergie nucléaire.
Concernant le financement de l’implantation d’Angra III en 2009, la Résolution nº 8 du CNPE a établi le recours à Eletrobrás.
Ainsi, une utilisation massive de l’énergie nucléaire ne se produirait au Brésil que dans le cas d’une importante croissance, à un taux
très élevé, entre 2010 et 2020. Dans de telles circonstances, un financement international ne devrait pas poser de problèmes.
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A propos
Elaboration du Dossier
Rédaction :
Professeur Carlos Américo Morato De Andrade, professeur titulaire de l’IEE-USP (Institut d’Électrotechnique et
d’Énergie de l’Université de São Paulo).
Traduction :
Ivana Janosh
Supervision :
Halumi Tateyama Takahashi et Joachim Queyras, CenDoTeC.
Responsable de la publication :
Luc Quoniam, professeur des Universités, Directeur du CenDoTeC
Prenez contact avec le CenDoTeC !!!
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d’Information Scientifique et Technique
sur le Brésil
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Annexe 1 :
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http://www.mme.gov.br/Luznocampo/programa.htm
O Ministério de Minas e Energia, colaborando com ações do Governo Federal voltadas para o desenvolvimento
sustentável do País, e tendo em vista a retomada do crescimento do setor agropecuário, gerando reflexos positivos para
toda a economia, criou o Programa Nacional de Eletrificação Rural “Luz no Campo”.
O PROGRAMA
O Luz no Campo irá ajudar a solucionar os grandes problemas socioeconômicos do meio rural, marcando a parceira dos
agentes da sociedade no atendimento às necessidades do homem do campo. Nos próximos 3 anos, o Governo Federal,
com a coordenação do Ministério de Minas e Energia, e contando com o suporte técnico, financeiro e administrativo da
Eletrobrás, pretende levar energia elétrica a 1 milhão de propriedades e domicílios rurais.
Em linhas gerais, o Programa tem como objetivo:
- Incrementar a eletrificação rural – um dos fatores mais importantes para a redução da migração do campo para os
espaços urbanos, além de proporcionar inúmeros benefícios para a economia global;
- Estimular a intensificação das atividades rurais, integrando programas e ações que visem ao desenvolvimento rural em
suas respectivas áreas de atuação.
RECURSOS FINANCEIROS
A Eletrobrás abriu uma linha de crédito de RS 1,77 bilhão para financiamento do Programa Luz no Campo, mediante
recursos da RGR (Reserva Global de Reversão).
AGENTES EXECUTORES
Os agentes executores do Luz no Campo serão as empresas concessionárias de energia elétrica, os Governos Estaduais,
os Governos Municipais e as cooperativas de eletrificação rural.
As empresas concessionárias de energia elétrica serão beneficiadas com:
- Aumento efetivo de cobertura de seu mercado;
- Possibilidade de obtenção de financiamento da Eletrobrás e de outros agentes para seus projetos/programas de
eletrificação rural.
- Atendimento às determinações do contrato relativas ás áreas de concessão.
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Os demais agentes executores, tais como cooperativas de eletrificação rural, Estado e Municípios, poderão obter, além da
linha de crédito, outros benefícios, como também a implantação de projetos de eletrificação rural.
Será também analisado de que forma as cooperativas de eletrificação rural deverão dirigir-se diretamente aos agentes
executores em suas áreas de atuação e solicitar a execução de estudos e orçamento para suas inclusões.
COMO PARTICIPAR
Os interessados em participar do Programa deverão dirigir-se aos agentes executores em suas áreas de atuação e
solicitar a execução de estudos e orçamento para as suas inclusões. Mais informações no Disque Luz no Campo 0800
560506.
INTEGRAÇÃO COM OUTROS PROGRAMAS
Serão obtidos benefícios globais quando a implantação de eletrificação rural ocorrer em áreas com programas de
desenvolvimento rural em execução ou previsão de implantação.
O Programa Luz no campo prevê ações integradas com outros importantes programas em curso, no âmbito do Ministério
de Minas e Energia: o Programa de Combate ao Desperdício de Energia (PROCEL), através da Eletrobrás, e o Programa
de desenvolvimento Energético de Estados e Municípios (PRODEEM).
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Annexe 2 :
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PORTARIA MME N" 485, DE 16 DE DEZEMBRO DE 1999
Aprova a estruturação transitória do Comitê
Coordenador do Planejamento da Expansão dos
Sistemas Elétricos - CCPE.
O MINISTRO DE ESTADO DE MINAS E ENERGIA, no uso de suas atribuições, e considerando:
que a Portaria MME nQ 150, de 10 de maio de 1999, criou o Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos
Sistemas Elétricos - CCPE, com atribuição de coordenar a elaboração do planejamento da expansão dos sistemas
elétricos brasileiros;
que o Grupo Coordenador do Planejamento dos Sistemas Elétricos - GCPS, coordenado pela Centrais Elétricas
Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS, se extinguirá, automaticamente, quando concluir os trabalhos do Plano
Decenal2000/2009;
que, em cumprimento ao disposto no art. 6Q da Portaria MME nQ 150/99, a Secretaria de Energia do Ministério de Minas
e Energia - SEWMME, ELETROBRÁS e a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL elaboraram Proposta de
Estruturaç3o transitória do CCPE;
que essa Proposta de Estruturaçáo do CCPE foi analisada por um Conselho Consultivo composto por representantes do
Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS, do Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE, associações de classe,
órgãos governamentais, concessionárias e conselhos deconsumidores, com vistas a incorporar sugestões dos diversos
agentes que atuam no setor, tendo esse Conselho recomendado a aprovação da referida Proposta;
que é necessário o funcionamento do CCPE a partir de janeiro de 2000,
RESOLVE :
Art. 1" Aprovar a estruturação transitória do Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos CCPE, constante do Processo no 48000.002857/99-02.
Art. 2" Determinar que os Planos Indicativos de Expansão e os Programas Determinativos da Transmissão sejam,
previamente, submetidos a aprovação do Ministro de Estado de Minas e Energia, para posterior encaminhamento a
ANEEL.
Art. 39 A SEWMME deverá submeter ao Ministro de Estado de Minas e Energia, no prazo de cento e vinte dias, contado a
partir da publicação desta Portaria, estudo a ser elaborado pela Comissão Especial, prevista no item 6 da Proposta de
Estruturação do CCPE, com vistas a implementação de sua estrutura definitiva, a partir do ciclo de planejamento de 2001.
Art. 4Q Esta Portaria entra em vigor na data de sua publicação.
RODOLPHO TOURINHO NETO
DOU de 22.12.1999
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ANEXO A PORTARIA MME N” 485, DE 16 DE DEZEMBRO DE 1999
Proposta de Estruturação do Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos CCPE
Elaborada por:
SECRETARIA DE ENERGIA - SEN
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S/A - ELETROBRÁS
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL
(Em observância ao art. 6" da Portaria MME no 150, de 10.05.1999)
MME I SEN - novembro/ 99
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1. APRESENTAÇÃO
O Setor Elétrico Brasileiro foi reestruturado, introduzindo a competição nos segmentos de geração e comercialização,
através da desvetücalização das empresas e do I i e acesso aos sistemas de transmissão e distribuição. Fazem parte
deste novo modelo entidades especializadas para executar as funções de regulação, planejamento da expansão,
operação e comercialização de energia de curto prazo. A ANEEL, o ONS e o MAE desempenham especificamente a
primeira, terceira e a quarta funções. A entidade responsável pelo planejamento da expansão foi definida pela Portaria
MME n.g 150, de 10 de maio de 1999, que criou o Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas
Elétricos - CCPE.
O presente documento apresenta uma proposta conjunta da SEMME, ANEEL e ELETROBRÁS para a estruturação do
CCPE, elaborada em consonância com o estabelecido no art. 6Q da Portaria MME no 150/99. Ela baseou-se nas
recomendações do Grupo de Trabalho do qual participaram representantes de diversos concessionários e agentes que
atuam no Setor. As referidas recomendações foram também convalidadas por um "Conselho Consultivo", constituído
especificamente para orientar o grupo de trabalho, composto de representantes do ONS, MAE e de Associações de
classe, órgãos governamentais, concessionárias e conselhos de consumidores. Desta forma, buscou-se incorporar na
proposta visões e sugestões dos diversos agentes que atuam no setor, legitimando-a e possibilitando a ampla participação
na estruturação e nas atribuições do novo agente responsável pelo planejamento da expansão do setor elétrico.
2. CONCEITUAÇÁO DO PLANEJAMENTO A SER EXECUTADO PELO CCPE
O ambiente concorrencial introduzido no setor cria novos paradigmas para a atividade de planejamento. Repercute nos
estudos de previsão de mercado, já que os agentes passam a atribuir conotação estratégica a uma série de informações
antes compartilhadas, sem restrições, com todos os participantes do processo de planejamento do Setor. Alteram também
as premissas e os principais objetivos do planejamento de expansão da oferta, agora de natureza indicativa. E, finalmente,
o planejamento de transmissão é impactado da mesma forma, passando a ser o estabelecimento de um sistema de
transporte de energia que não iniba a concorrência entre os agentes de mercado, um condicionante para o mínimo custo
global, que sempre norteou as decisões de expansão de transmissão.
Tendo em conta estas considerações, deverão ser objetivos principais dos trabalhos a serem executado pelo CCPE:
orientar ações de governo para assegurar o fornecimento de energia nos níveis de qualidade e quantidade
demandados pela sociedade, em consonância com a Política Energética Nacional, emanada do Conselho
Nacional de Política Energética;
oferecer aos agentes do mercado elétrico um quadro de referência para seus planos de investimento; e
estabelecer a expansão mais adequada da rede elétrica de transmissão, em consonância com os aspectos
operacionais do sistema.
Neste novo ambiente institucional o planejamento deverá ser conduzido como função do governo, exercida pela
SENMME, deixando de ser realizado de forma colegiada, conciliando os interesses dos agentes investidores e da
sociedade. Contudo, a representação dos agentes e entidades do setor deverá ser garantida pela composição da
estrutura do CCPE, através da participação de entidades de classe e de processo de consultas públicas na avaliação e
aprovação dos principais produtos, refletindo um processo decisório participativo e aberto.
No sentido de atender aos requisitos acima mencionados e na qualidade de Agente Planejador do Sistema Elétrico
Brasileiro, o CCPE deverá, entre outras atribuições:
Elaborar, de forma integrada, o planejamento de longo prau, do setor elétrico;
Elaborar, e manter atualizado os Planos Indicativos de Expansão e o Programa Determinativo da Transmissão;
Estruturar e manter atualizado o Sistema de Infomações Técnicas do planejamento da expansão do setor de
energia elétrica, disponibilizando-o aos agentes que atuam no setor e a sociedade em geral;
Estimar os investimentos de capital para expansão da oferta e da transmissão de energia elétrica, subsidiando as
ações de governo na busca de adequação ou viabilização dos mesmos;
Acompanhar pró-ativamente as condições de atendimento ao mercado de energia elétrica, sugerindo ações para
manter este atendimento em níveis de qualidade preestabelecidos; e
Propor a ANEEL, os criiérios, normas, procedimentos e referências de qualidade para o desempenho do sistema
elétrico na realização da atividade de planejamento; e
Examinar e emitir parecer sobre assuntos técnicos e estratégicos que lhe forem encaminhados pelo Conselho
Nacional de Política Energética - CNPE ou pelo Excelentíssimo Senhor Ministro de Minas e Energia.
3. ESTRUTURA FUNCIONAL, COMPOSIÇÁO - ORGANOGRAMA
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A estrutura funcional proposta para o CCPE, para atender aos requisitos acima, é descrita a seguir:
3.1. Conselho Diretor de Coorúenaçáo do Planejamento da Expansão - CDPE
Nível máximo de decisão do CCPE, com a função primordial de estabelecer as diretrizes gerais para o planejamento e a
aprovar os seus resultados e produtos.
Deverá ser presidido pelo Secretário de Energia do MME e integrado por representantes de segmentos representativos do
governo e da sociedade, bem como pela parte dos agentes atuantes no setor. Em especial é recomendável a participação
de um representante do Fórum de Secretários de Estado para Assuntos de Energia, dos Conselhos de Consumidores, de
órgão governamental dos setores hídrico e de Meio Ambiente, além do Coordenador do Comitê Diretor e de um
representante para cada um dos segmentos de: geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica.
A forma de indicação e nomeação destes representantes ou de outros, estabelecidos a critério do Conselho, o seu
funcionamento e os mecanismos de regência de suas atividades e dos demais níveis sugeridos para o CCPE deverão ser
dispostos no Regimento Interno, a ser elaborado.
A critério deste Conselho, poderão ser convidados a participar de suas reuniões representantes de outros agentes elou
entidades privadas ou governamentais.
3.2. Comitê Diretor - CD
Deverá ter como função básica a coordenação das atividades técnicas a serem desenvoividas pelo CCPE em
consonância com as diretrizes emanadas do CDPE. ao qual deverão ser submetidos para aprovação os resultados e
produtos estabelecidos.
O Coordenador do Comitê Diretor será o Diretor de Engenharia da Eletrobrás.
É recomendável, para possibilitar a ampla participação e publicidade dos resultados e produtos do CCPE, que o CD seja
integrado por representantes de associações de classe ligadas ao setor elétrico (ex.: ABRACE, APINE, ABRAGE,
ABRADEE, ABCE, ABRATE), além de 24 representantes das empresas concessionárias do setor elétrico, distribuídas
igualmente nas classes geradores, transmissores e distribuidoredcomercializadores. Para as 5 primeiras vagas de cada
classe, serão indicadas as cinco maiores, de acordo com os seguintes critérios:
As indicações são anuais, avaliadas mediante informações do ano anterior;
Empresas geradoras - ordenadas pela capacidade instalada;
Empresas transmissoras - ordenadas pela soma dos produtos tensão vezes comprimento de suas linhas de
transmissão componentes da Rede Básica;
Empresas distribuidoras/comercializadoras - ordenadas pelo mercado atendido;
Cada empresa ocupará apenas a vaga da classe na qual esteja melhor classificada;
Em cada classe, cada região geográfica será representada por, no máximo, duas concessionárias.
Três vagas de cada classe serão preenchidas mediante indicação das respectivas associações de classe.
Os critérios de indicação e a composição do CD deverão ser anualmente reavaliada pelo. CDPE, considerando a evolução
da estrutura do setor elétrico e a incorporação de novos agentes.
A critério do Coordenador do Comitê Diretor, poderão ser convidadas a participar das reuniões especialistas e
representantes de outros agentes, empresas e/ou entidades privadas ougovernamentais.
3.3. secretaria Executiva - SE
Os serviços técnico-administrativos referentes aos trabalhos do CCPE deverão ser coordenados por uma Secretaria
Executiva, com a atribuição de emitir e distribuir dados, estudos e informações relacionadas com os estudos de
planejamento, mantendo um arquivo técnico dos documentos emitidos pelos órgãos do CCPE.
O Secretário Executivo deverá ser indicado pelo Coordenador do Comitê Diretor e a Secretaria Executiva deverá dispor de
uma equipe de suporte técnico e administrativo.
3.4. Comitês Técnicos - Ci's
Os desenvolvimentos de estudos técnicos deverão ser coordenados pelos Comitês Técnicos, observando as diversas
áreas de atuação. E recomendável que os mesmos tenham representatividade das diversas ernpresasíagentes e
entidades interessadas em seus respectivos temas, sendo de responsabilidade do CD as suas composições e indicação
dos respectivos coordenadores para aprovação pelo Conselho Diretor.
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Os Comitês Técnicos deverão ter como função básica elaborar os estudos de planejamento e assessorar o CD. As suas
atividades poderão ser executadas através de Grupos de Trabalho de caráter específico e temporário, com representação
das empresas locais diretamente interessadas na solução do problema localizado.
De início deverão ser criados os Comitês Técnicos associados ao Desenvolvimento da oferta, Expansão da Transmissão,
Estudos Sócio-Ambientais, Estudos do Mercado e Planejamento dos Sistemas Isolados e Integração do Mercado.
Os aspectos operacionais dos comitês, a indicação e nomeação de representantes e as formas de interação com os
demais deverão ser dispostos no Regimento Interno a ser elaborado.
3.5. Comissões
As Comissões terão como função assessorar o CD em assuntos específicos que não se enquadrem na área de
especialização de apenas um dos Comitês Técnicos, caracterizando-se por um caráter temporário e multidisciplinar. Elas
deverão ser constituídas e extintas por ato do CD, sendo compostas, por convite, por representantes das diversas
empresas/agentes e entidades que se interessarem em desenvolver seus trabalhos. A sua coordenação será estabelecida
pelo CD.
Possuirão como atribuição principal preparar trabalhos, relatórios ou pareceres técnicos requisitados pelo CD,
submetendo-os a este para apreciação e posterior encaminhamento ao CDPE para aprovação.
Em caráter excepcional, será constituída uma Comissão Especial para implementação do CCPE, subordinada diretamente
ao Presidente do CDPE, que será incumbida de tratar do processo de transição do GCPS para o CCPE, além de
acompanhar a implementação do CCPE, tanto no aspecto técnico como administrativo.
3.6. Núcleos de Articulação Regional
Os Núcleos de Articulação Regional serão estabelecidos nos casos de necessidade, por deliberação do CD, com a função
básica de subsidiar a elaboração do planejamento da expansão da transmissão regional, promover a integração do
planejamento da rede de distribuição a Rede Básica e assessorar, em assuntos regionais, os Comitês Técnicos ou
Comissões no desenvolvimento das atividades definidas no Programa de Trabalho aprovado pelo CDPE.
Serão compostos de representantes das empresas de distribuição, transmissão regional e dos governos estaduais da
região através de suas respectivas Secretarias de Energia e outras entidades ou agentes regionais que venham a ser
convidados a participar de estudos específicos.
Sua Coordenação será exercida por indicação do Coordenador do Comitê Diretor. Seu funcionamento deverá estar
baseado em recursos dos agentes regionais, não devendo ser estabelecidos escritórios regionais do CCPE.
4. PRODUTOS
Os produtos principais do processo de planejamento, que visam subsidiar ações de Governo e orientar a expansão que
será efetuada pelos agentes privados, deverão ser os seguintes:
Plano de Longo Prazo: caracterizado pela consolidação de um conjunto de informaçóes, tomando como
premissas a política econômica, diretrizes de política energética, ambienta1 e industrial, avanços tecnológicos,
etc. A ser produzido a cada O4 (quatro) anos.
Plano Indicativo de Expansão: a ser emitido em fevereiro de cada ano. Contempla um conjunto amplo de
informações, incorporando premissas, análise e propostas de alternativas para expansão do sistema que
considerem a relação de empreendimentos hidrelétricos, indicando seu estágio de implementação ( inventário,
viabilidade e apto a licitação), grandes troncos de transmissão, importações de energia, os empreendimentos
termelétricos e a possibilidade de fontes alternativas de energia. Resulta de um processo contínuo e
permanentemente reavaliado, descaracterizando o ciclo anual tradicional, com início e término definidos. A partir
destas informações será composto o programa de licitação de concessão de usinas hidrelétricas e programa de
realização de estudos de inventário e viabilidade do potencial hidrelétrico.
Programa Determinativo da Transmissão: a ser emitido em fevereiro e agosto de cada ano, contemplando as
obras consideradas inadiáveis para garantia das condições de atendimento ao mercado, que deverão compor os
programas de licitação ou de autorização, a serem conduzidos pela ANEEL. Os empreendimentos que integrarão
a Rede Básica de transmissão, que serão licitados, deverão ser acompanhados dos respectivos atos justificatórios
(viabilidade técnica e econômica), como suporte aos seus processos licitatórios.
Acompanhamento Pro ativo das Decisões de Planejamento: as principais recomendações do planejamento frente
a sua realização deverão ser avaliadas sistematicamente, identificando as alterações necessárias nas
recomendações efetuadas e açóes para o equacionamento de dificuldades no suprimento decorrente de
alterações nas premissas utilizadas.
5. RELACIONAMENTO INSTITUCIONAL E COM A SOCIEDADE
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Dossier CenDoTeC
A diretriz principal a ser adotada pelo CCPE no seu relacionamento com os agentes que atuam no setor elétrico, com
aqueles que nele pretendem ingressar, com órgãos governamentais e com o público em geral, deverá ser a perfeita
visibilidade e transparência de sua atuação. Para tanto, deverão ser utilizados os meios contemporâneos para tomar
acessíveis as informações e para criar mecanismos de participação no processo de elaboração do planejamento, mesmo
para aqueles agentes e segmentos da sociedade que não estejam formalmente integrados ao CCPE.
O CCPE deverá trabalhar em consonância com as Políticas Energéticas emanadas do CNPE e en perfeita sintonia com os
agentes institucionais - ANEEL, MAE e ONS.
No sentido de estabelecer o fluxo de informações entre os agentes atuantes no setor de elétrico e o CCPE toma-se
necessária a definição do conjunto mínimo de dados e informações técnicas dos concessionários, autorizados e
permissionários requeridos para a realização dos estudos de planejamento, considerando os aspectos de
confidencialidade e preservação das estratégias empresariais, estabelecendo as responsabilidades e formas de prestação
destas informações de forma a evitar duplicidades e a criação de obrigações adicionais; Atenção especial deve ser
dedicada na compatibilização das atribuições especificas do CCPE frente às do ONS, quanto as proposições de expansão
dos sistemas de transmissão e a locação da energia assegurada do parque gerador hidrelétrico, a serem prestadas a
ANEEL.
6. IMPLEMENTAÇÁO DO CCPE
Considerando as atuais limitações orçamentárias e temporais para a composição e capacitação técnica de uma equipe
vinculada ás atividades do CCPE, é recomendável que a sua implementação seja executada em duas etapas distintas. A
primeira, associada ao ciclo de planejamento do ano 2000, caracterizada como transição GCPS/CCPE, onde se utilizaria
para a execução dos estudos o apoio técnico da equipe da ELETROBRAS, cabendo-lhe a condução do Comitê Diretor,
Comitês Técnicos e Secretaria Executiva.
Caberá ainda a ELETROBRAS o fornecimento dos Dados Básicos; a execução de atividades visando
o suporte a avaliação de estudos para a licitação de empreendimentos hidrelétricos; e estudos e características m ínimas
para licitação de instalações de transmissão.
No que concerne aos aspectos de personalidade jurídica, composição e vinculação administrativa e aperfeiçoamentos
metodológicos e procedimentais, não abordados na presente proposta, sugere-se seja estabelecida uma Comissão
Especial para este detalhamento, a ser executado durante o ano de 2000. Esta Comissão Especial seria subordinada
diretamente ao Presidente do Conselho Diretor, e por ele constituída, com as seguintes atribuições principais:
Acompanhar os trabalhos a serem executados pela ELETROBRÁS referentes ao cicio de planejamento
2001/2010;
Identificar e avaliar as alternativas de constituição jurídica e administrativa do CCPE, indicando a mais adequada e
as ações requeridas para sua viabilização;
Identificar e indicar as adequações legais a serem procedidas para a efetiva implementação do CCPE, de
conformidade com o item anterior, configurando a forma de atuação e as fontes de recursos para sua
manutenção;
Estabelecer as ações necessárias para a gradual transferência da responsabilidade da execução das atividades
de planejamento da expansão da ELETROBRAS para a SEN/MME, e
Identificar, em articulação com o Comitê Diretor, a necessidade de novas metodologias e aperfeiçoamentos
metodológicos, indicando a forma mais adequada de executá-los, acompanhando o seu desenvolvimento.
A segunda fase se caracterizará pela passagem da responsabilidade pela execução do planejamento para a SEN/MME.
Esta passagem deverá acontecer em 2001, quando o CCPE terá definida a sua adequada conformação jurídica, dispondo
dos recursos humanos, técnicos e financeiros necessários.
6.1. Recursos Necessários e Fontes
Durante o transcorrer do ano 2000, a SENIMME deverá se responsabilizar administrativa e financeiramente pelo
funcionamento da Comissão Especial para Implementação do CCPE - CEIC, que seria sediada em Brasília, além das
despesas para organização das reuniões do CDPE, ficando sob responsabilidade de cada participante as despesas com
viagens e hospedagens.
Os ônus relativos a equipe técnica da ELETROBRÁS que atuaria nos Comitês Técnicos e Secretaria Executiva, seriam de
sua responsabilidade.
Para o desenvolvimento de metodologias, procedimentos e soffwares necessários, poderiam ser utilizados recursos
disponíveis em contratos de financiamento sendo que a quantificação e destinação destes recursos seriam estabelecidos
pela CEIC.
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Na etapa posterior, junto i3 definição legal para o CCPE, será necessário o estabelecimento das fontes de recursos
permanentes e deverá estar definida a composição de suas equipes próprias para execução dos processos de
planejamento.
6.2. Eventos e Calendário de Atividades
A definiçáo de eventos para marcos na elaboração de atividades complexas como o planejamento do setor elétrico é
bastante benéfica, uma vez que gera o compromisso e o interesse de todos pelos resultados.
No calendário de atividade do CCPE, além das reuniões do Conselho e Comitês, deverão ser também consideradas a
realização de audiências públicas para consulta e seminários para divulgação de resultados. O quadro 6.2 que se segue
apresenta uma sugestão básica de calendário para reuniões e emissão de produtos do planejamento.
Os Comitês Técnicos deverão elaborar seus programas de trabalho, calendários de atividades e a programação dos
demais eventos para aprovação na primeira reunião do CD e CDPE.
7. AÇÕES A SEREM EMPREENDIDAS
Em decorrência das recomendações anteriores, se julgadas adequadas para implementação, deverão ser previstas ações
no sentido de possibílitar a assunção das atividades de planejamento pelo CCPE, a partir de l9 de janeiro de 2000:
Definição e estabelecimento das coordenações dos diversos comitês técnicos;
Elaboração do regimento interno do CCPE;
Definição do conjunto mínimo de dados e informações técnicas dos concessionários, autorizados e permissionários
requeridos para a realização dos estudos de planejamento, estabelecendo as responsabilidades e formas de prestação
destas informações;
Definição e estabelecimento da Comissão Especial de Implementação do CCPE que estruturará a sua fase definitiva;
Definição e estabelecimento dos recursos orçamentários necessários aos funcionamento do CCPE, em 2000 e
subsequentes, vinculado a estrutura da Secretaria de Energia;
Realização de avaliaçóes jurídicas para apoio a Comissão Especial na definição da personalidade do CCPE,
estabelecendo em instrumento legal esta definição;
Conciliação das atribuições estabelecidas do ONS às atividades do CCPE na elaboração de Programa Determinativo da
Transmissão e alocação dos valores de energia assegurada;
Estabelecimento de sistemática de audiências públicas visando validar e legitimar os produtos do CCPE; e
Transferência da competência e acervo do GCPS ao CCPE.
REFERÊNCIAS
Estrutura do CCPE - Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas
Obtenção e Tratamento das Informações para o Planejamento da Expansão. Setembro de Eiétricos - Relatório do Grupo
de Trabalho. Novembro de 1999.
Portaria MME no 150, de 1 O de maio de 1999.
- Processo de Planejamento da Expansão: Situação Atual e Adaptações Necessárias no Novo Ambiente Institucional.
Agosto de 1999.
Produtos do CCPE. Setembro de 1999.
Termo de Referência. Proposta de Diretrizes e Estruturação do Processo. Agosto de 1999.
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Energia Hidráulica
2001
USINA
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
56,0
56,0
112,0
100,8
100,8
201,6
1,0
2,0
STA. CLARA - MG
JAURU
P. ESTRELA
CUBATÃO
LAJEADO
AIMORÉS
ITAIPÚ
PIRAJÚ
CANA BRAVA
FUNIL GRANDE
MACHADINHO
PONTE PEDRA
TUCURUÍ
ITAPEBI
CANA BRAVA F
LAJEADO FIC
QUEIMADOS FIC
ITUMIRIM
CORUMBA IV
OURINHOS
CANDONGA
QUEBRA QUEIXO
IRAPE
IRAPE FICT
PICADA
P. PRIMAVERA
100,8
I.. POMBOS
ITIQUIRA I
ITIQUIRA II
MANSO
52,5
52,5
52,5
105,0
105,0
105,0
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
SIT. DEZ-2000
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
SOMA
66279,5
66279,5
66279,5
66332,0
66332,0
66332,0
66384,5
66384,5
66485,3
66541,3
66542,3
66700,1
QUEIMADO
GUAPORÉ
MURTA
BARRA BRAUNA
ITAOCARA
ESPORA
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Energia Hidráulica
2002
USINA
STA. CLARA - MG
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
20,0
20,0
20,0
40,0
40,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
170,0
340,0
340,0
340,0
510,0
510,0
510,0
680,0
680,0
680,0
850,0
850,0
150,0
300,0
JAURU
P. ESTRELA
CUBATÃO
LAJEADO
AIMORÉS
ITAIPÚ
PIRAJÚ
CANA BRAVA
FUNIL GRANDE
60,0
MACHADINHO
380,0
380,0
380,0
380,0
PONTE PEDRA
TUCURUÍ
ITAPEBI
CANA BRAVA F
LAJEADO FIC
QUEIMADOS FIC
ITUMIRIM
CORUMBA IV
OURINHOS
CANDONGA
QUEBRA QUEIXO
IRAPE
IRAPE FICT
PICADA
P. PRIMAVERA
201,6
201,6
201,6
201,6
302,4
302,4
302,4
403,2
403,2
403,2
403,2
504,0
I.. POMBOS
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
ITIQUIRA I
30,4
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
47,7
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
ITIQUIRA II
MANSO
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
SIT. DEZ-2000
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
SOMA
66920,5
67120,9
67120,9
67188,6
67507,1
67527,1
67527,1
67797,9
68177,9
68177,9
68497,9
68808,7
QUEIMADO
GUAPORÉ
MURTA
BARRA BRAUNA
ITAOCARA
ESPORA
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Energia Hidráulica
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USINA
STA. CLARA - MG
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
36,7
36,7
73,4
73,4
73,4
73,4
73,4
73,4
73,4
73,4
73,4
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
22,5
45,0
45,0
45,0
850,0
850,0
850,0
850,0
JAURU
P. ESTRELA
112,0
CUBATÃO
LAJEADO
850,0
850,0
850,0
850,0
850,0
850,0
850,0
850,0
AIMORÉS
110,0
ITAIPÚ
PIRAJÚ
35,0
35,0
35,0
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
300,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
FUNIL GRANDE
60,0
120,0
120,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
MACHADINHO
760,0
760,0
760,0
760,0
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
375,0
375,0
375,0
375,0
750,0
750,0
750,0
750,0
1125,0
1125,0
1125,0
1125,0
150,0
150,0
150,0
300,0
300,0
300,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
11,0
22,0
22,0
22,0
33,0
33,0
44,0
CANA BRAVA
PONTE PEDRA
TUCURUÍ
ITAPEBI
CANA BRAVA F
LAJEADO FIC
QUEIMADOS FIC
ITUMIRIM
CORUMBA IV
OURINHOS
CANDONGA
QUEBRA QUEIXO
IRAPE
IRAPE FICT
PICADA
P. PRIMAVERA
504,0
504,0
604,8
604,8
604,8
604,8
705,6
705,6
705,6
806,4
806,4
806,4
I.. POMBOS
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
ITIQUIRA I
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
ITIQUIRA II
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
35,0
35,0
70,0
105,0
105,0
105,0
105,0
105,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
16,0
16,0
16,0
32,0
32,0
32,0
32,0
32,0
32,0
MANSO
QUEIMADO
GUAPORÉ
40,0
40,0
80,0
MURTA
BARRA BRAUNA
ITAOCARA
ESPORA
SIT. DEZ-2000
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
SOMA
69638,7
70035,4
70176,2
70363,9
71303,9
71314,9
71477,7
71662,7
72060,2
72194,5
72194,5
72315,5
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USINA
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3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
STA. CLARA - MG
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
JAURU
73,4
73,4
73,4
73,4
73,4
73,4
73,4
73,4
73,4
73,4
73,4
73,4
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
CUBATÃO
45,0
45,0
45,0
45,0
45,0
45,0
45,0
45,0
45,0
45,0
45,0
45,0
LAJEADO
850,0
850,0
850,0
850,0
850,0
850,0
850,0
850,0
850,0
850,0
850,0
850,0
AIMORÉS
110,0
220,0
220,0
220,0
330,0
330,0
330,0
330,0
330,0
330,0
330,0
330,0
700,0
1400,0
1400,0
1400,0
1400,0
1400,0
1400,0
1400,0
1400,0
1400,0
P. ESTRELA
ITAIPÚ
PIRAJÚ
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
CANA BRAVA
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
FUNIL GRANDE
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
MACHADINHO
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
PONTE PEDRA
58,7
58,7
117,4
117,4
176,1
176,1
176,1
176,1
176,1
176,1
176,1
176,1
TUCURUÍ
1500,0
1500,0
1500,0
1500,0
1875,0
1875,0
1875,0
1875,0
2250,0
2250,0
2250,0
2250,0
ITAPEBI
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
44,0
44,0
44,0
44,0
44,0
44,0
44,0
44,0
44,0
44,0
44,0
44,0
31,7
31,7
31,7
63,4
63,4
63,4
95,1
CANA BRAVA F
LAJEADO FIC
QUEIMADOS FIC
ITUMIRIM
CORUMBA IV
OURINHOS
CANDONGA
QUEBRA QUEIXO
40,0
40,0
IRAPE
40,0
80,0
80,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
22,5
22,5
22,5
45,0
45,0
45,0
67,5
67,5
67,5
IRAPE FICT
PICADA
P. PRIMAVERA
806,4
907,2
907,2
907,2
907,2
907,2
907,2
907,2
907,2
907,2
907,2
907,2
I.. POMBOS
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
ITIQUIRA I
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
ITIQUIRA II
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
MANSO
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
QUEIMADO
105,0
105,0
105,0
105,0
105,0
105,0
105,0
105,0
105,0
105,0
105,0
105,0
GUAPORÉ
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
32,0
32,0
32,0
32,0
32,0
32,0
32,0
32,0
32,0
32,0
32,0
32,0
SIT. DEZ-2000
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
SOMA
72749,2
73000,0
73758,7
74481,2
75064,9
75096,6
75159,1
75159,1
75565,8
75588,3
75588,3
75620,0
MURTA
BARRA BRAUNA
ITAOCARA
ESPORA
ISSN 1518-8744
75
mai 2003
Dossier CenDoTeC
Energia Hidráulica
2005
USINA
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
STA. CLARA - MG
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
JAURU
73,4
73,4
73,4
73,4
73,4
73,4
73,4
73,4
73,4
73,4
73,4
73,4
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
112,0
CUBATÃO
45,0
45,0
45,0
45,0
45,0
45,0
45,0
45,0
45,0
45,0
45,0
45,0
LAJEADO
850,0
850,0
850,0
850,0
850,0
850,0
850,0
850,0
850,0
850,0
850,0
850,0
AIMORÉS
330,0
330,0
330,0
330,0
330,0
330,0
330,0
330,0
330,0
330,0
330,0
330,0
ITAIPÚ
1400,0
1400,0
1400,0
1400,0
1400,0
1400,0
1400,0
1400,0
1400,0
1400,0
1400,0
1400,0
PIRAJÚ
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
70,0
CANA BRAVA
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
FUNIL GRANDE
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
MACHADINHO
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
1140,0
PONTE PEDRA
176,1
176,1
176,1
176,1
176,1
176,1
176,1
176,1
176,1
176,1
176,1
176,1
TUCURUÍ
2625,0
2625,0
2625,0
2625,0
3000,0
3000,0
3000,0
3000,0
3375,0
3375,0
3375,0
3375,0
ITAPEBI
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
25,0
25,0
25,0
50,0
50,0
50,0
50,0
50,0
50,0
50,0
50,0
50,0
63,5
63,5
63,5
63,5
63,5
127,0
127,0
127,0
127,0
P. ESTRELA
CANA BRAVA F
LAJEADO FIC
QUEIMADOS FIC
ITUMIRIM
CORUMBA IV
OURINHOS
44,0
44,0
44,0
44,0
44,0
44,0
44,0
44,0
44,0
44,0
44,0
44,0
CANDONGA
95,1
95,1
95,1
95,1
95,1
95,1
95,1
95,1
95,1
95,1
95,1
95,1
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
67,5
67,5
67,5
67,5
67,5
67,5
67,5
67,5
67,5
67,5
67,5
67,5
25,0
25,0
25,0
50,0
50,0
50,0
50,0
50,0
50,0
50,0
QUEBRA QUEIXO
IRAPE
IRAPE FICT
PICADA
P. PRIMAVERA
907,2
907,2
907,2
907,2
907,2
907,2
907,2
907,2
907,2
907,2
907,2
907,2
I.. POMBOS
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
ITIQUIRA I
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
60,8
ITIQUIRA II
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
95,4
MANSO
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
QUEIMADO
105,0
105,0
105,0
105,0
105,0
105,0
105,0
105,0
105,0
105,0
105,0
105,0
GUAPORÉ
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
40,0
40,0
40,0
80,0
80,0
80,0
120,0
120,0
120,0
120,0
120,0
13,0
13,0
26,0
26,0
26,0
39,0
39,0
39,0
39,0
39,0
39,0
65,0
65,0
MURTA
BARRA BRAUNA
13,0
ITAOCARA
ESPORA
32,0
32,0
32,0
32,0
32,0
32,0
32,0
32,0
32,0
32,0
32,0
32,0
SIT. DEZ-2000
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
66227,0
SOMA
76033,0
76073,0
76098,0
76199,5
76614,5
76639,5
76652,5
76692,5
77131,0
77131,0
77196,0
77196,0
ISSN 1518-8744
76
mai 2003
Dossier CenDoTeC
Energia Térmica
USINA
TIPO
CUSTO
OPER
(R$ MWh)
2001
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
ANGRA I
NUCLEAR
8,50
520
520
520
520
520
520
657
657
657
657
657
657
ANGRA II
NUCLEAR
8,50
1100
1100
1100
1100
1100
1100
1309
1309
1309
1309
1309
1309
IGARAPÉ
ÓLEO
85,49
131
131
131
131
131
131
131
131
131
131
131
131
ST. CRUZ 12
ÓLEO
111,56
168
168
168
168
168
168
168
168
168
168
168
168
PIRATININGA 34 ÓLEO
134,37
135
135
135
135
135
135
203
270
270
135
135
135
CARIOBA
ÓLEO
160,83
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
R. SILVEIRA G
GÁS
90,43
32
32
32
32
32
32
32
32
32
32
32
32
CUIABÁ OD
ÓLEO
287,76
335
335
335
335
335
335
445
445
445
445
445
445
120
480
480
480
480
480
CUIABÁ CS+CC GÁS
35,91
GAS SE/CO
GÁS
35,91
P.MÉDICI A
CARVÃO
31,82
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
J.LACERDA C
CARVÃO
45,27
363
363
363
363
363
363
363
363
363
363
363
363
J.LACERDA B
CARVÃO
54,95
262
262
262
262
262
262
262
262
262
262
262
262
J.LACERDA A1
CARVÃO
58,55
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
FIGUEIRA
CARVÃO
85,35
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
CHARQUEADAS CARVÃO
60,62
72
72
72
72
72
72
72
72
32
42
72
72
NUTEPA
ÓLEO
250,93
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
ALEGRETE
ÓLEO
141,61
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
S. JERÔNIMO
CARVÃO
86,94
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
W. ARJONA G
GÁS
77,31
80
80
120
120
120
120
URUGUAIANA G GÁS
46,28
400
400
400
400
400
400
880
880
880
880
880
880
ARGENTINA I
GÁS
27,45
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
ARGENTINA II
GÁS
29,45
ARGENTINA III
GÁS
29,45
CAMAÇARI
ÓLEO
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
TERMO BA
GÁS
32,87
REDUC
GÁS
35,91
CCBS
GÁS
35,91
MACAÉ MERCHA GÁS
35,91
242
484
726
RHODIA STO A
GÁS
35,91
RHODIA PAULI
GÁS
35,91
ARAUCARIA
GÁS
35,91
PIRAT. 12 O/G
ÓLEO
130,29
COFEPAR
RASF
69,06
SEIVAL
CARVÃO
20,07
BOLIV. TRAD.
GÁS
39,49
RIO GEN
GÁS
46,13
CUIABA II
GÁS
36,74
ISSN 1518-8744
286,18
32
200
200
200
200
200
77
200
200
200
200
200
200
200
150
150
mai 2003
Dossier CenDoTeC
111,56
440
440
440
440
440
440
440
440
440
440
440
440
CARVÃO
31,82
320
320
320
320
320
320
320
320
320
320
320
320
ELETROBOLT
GÁS
35,91
J. LCERDA A2
CARVÃO
58,55
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
TERMO PE
GÁS
32,87
SEPETIBA
CARVÃO
32,70
TRÊS LAGOAS
GÁS
35,91
CORUMBÁ
GÁS
35,91
CANOAS
GÁS
35,91
CAPUAVA
GÁS
35,91
PIRAT NOVA
GÁS
35,91
ELETROBRÁS
GÁS
35,91
CAMPO GRANDE GÁS
35,91
ST.CRUZ 34
ÓLEO
P.MÉDICI B
6310
SOMA
USINA
466
TIPO
CUSTO
OPER
(R$ MWh)
6310
6310
6310
6310
6310
7514
7941
7941
8058
8480
9220
2002
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
ANGRA I
NUCLEAR
8,50
657
657
657
657
657
657
657
657
657
657
657
657
ANGRA II
NUCLEAR
8,50
1309
1309
305
380
1309
1309
1309
1309
1309
1309
1309
1309
IGARAPÉ
ÓLEO
85,49
131
131
131
131
131
131
131
131
131
131
131
131
ST. CRUZ 12
ÓLEO
111,56
168
168
168
168
168
168
168
168
168
168
168
168
PIRATININGA 34 ÓLEO
134,37
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
CARIOBA
ÓLEO
160,83
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
R. SILVEIRA G
GÁS
90,43
32
32
32
32
32
32
32
32
32
32
32
32
CUIABÁ OD
ÓLEO
287,76
445
445
445
445
445
445
445
445
445
445
445
445
CUIABÁ CS+CC GÁS
35,91
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
GAS SE/CO
GÁS
35,91
P.MÉDICI A
CARVÃO
31,82
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
J.LACERDA C
CARVÃO
45,27
363
363
363
363
363
363
363
363
363
363
363
363
J.LACERDA B
CARVÃO
54,95
262
262
262
262
262
262
262
262
262
262
262
262
J.LACERDA A1
CARVÃO
58,55
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
FIGUEIRA
CARVÃO
85,35
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
CHARQUEADAS CARVÃO
60,62
72
72
72
72
72
72
72
72
72
72
72
72
NUTEPA
ÓLEO
250,93
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
ALEGRETE
ÓLEO
141,61
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
S. JERÔNIMO
CARVÃO
86,94
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
W. ARJONA G
GÁS
77,31
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
URUGUAIANA G GÁS
46,28
880
880
880
880
880
880
880
880
880
880
880
880
ARGENTINA I
GÁS
27,45
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
ARGENTINA II
GÁS
29,45
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
ISSN 1518-8744
78
mai 2003
Dossier CenDoTeC
29,45
ARGENTINA III
GÁS
CAMAÇARI
ÓLEO
TERMO BA
GÁS
32,87
REDUC
GÁS
35,91
CCBS
GÁS
35,91
MACAE MERCHA GÁS
35,91
RHODIA STO A
GÁS
35,91
RHODIA PAULI
GÁS
35,91
ARAUCARIA
GÁS
35,91
PIRAT. 12 O/G
ÓLEO
130,29
COFEPAR
RASF
69,06
SEIVAL
CARVÃO
20,07
BOLIV. TRAD.
GÁS
39,49
RIO GEN
GÁS
46,13
CUIABA II
GÁS
36,74
ST.CRUZ 34
ÓLEO
P.MÉDICI B
286,18
290
968
32
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
255
255
255
255
255
255
968
968
968
968
968
968
968
968
968
968
968
54
54
54
54
54
54
54
54
54
54
54
32
32
32
32
32
32
32
148
148
148
148
484
484
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
111,56
440
440
440
440
440
440
440
440
440
440
440
440
CARVÃO
31,82
320
320
320
320
320
320
320
320
320
320
320
320
ELETROBOLT
GÁS
35,91
386
386
386
386
386
386
386
386
386
386
386
386
J. LCERDA A2
CARVÃO
58,55
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
TERMO PE
GÁS
32,87
SEPETIBA
CARVÃO
32,70
TRÊS LAGOAS
GÁS
35,91
466
466
466
466
466
466
466
466
466
466
466
466
CORUMBÁ
GÁS
35,91
108
108
108
108
108
108
108
108
108
108
108
108
CANOAS
GÁS
35,91
602
602
602
602
602
602
602
602
602
602
602
602
CAPUAVA
GÁS
35,91
PIRAT NOVA
GÁS
35,91
286
286
286
286
286
286
286
286
286
286
286
286
ELETROBRÁS
GÁS
35,91
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
CAMPO GRANDE GÁS
35,91
11279 11333 10329 10404 12333 12333 12333 12333 12704 12704 13443 13443
SOMA
USINA
TIPO
CUSTO
OPER
(R$ MWh)
2003
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
ANGRA I
NUCLEAR
8,50
657
657
657
657
657
657
657
657
657
657
657
657
ANGRA II
NUCLEAR
8,50
1309
1309
1309
1309
1309
1309
1309
1309
1309
1309
1309
1309
IGARAPÉ
ÓLEO
85,49
131
131
131
131
131
131
131
131
131
131
131
131
ST. CRUZ 12
ÓLEO
111,56
168
168
168
168
168
168
168
168
168
168
168
168
PIRATININGA 34 ÓLEO
134,37
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
CARIOBA
ÓLEO
160,83
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
R. SILVEIRA G
GÁS
90,43
32
32
32
32
32
32
32
32
32
32
32
32
CUIABÁ OD
ÓLEO
287,76
445
445
445
445
445
445
445
445
445
445
445
445
ISSN 1518-8744
79
mai 2003
Dossier CenDoTeC
CUIABÁ CS+CC GÁS
35,91
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
GAS SE/CO
GÁS
35,91
P.MÉDICI A
CARVÃO
31,82
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
J.LACERDA C
CARVÃO
45,27
363
363
363
363
363
363
363
363
363
363
363
363
J.LACERDA B
CARVÃO
54,95
262
262
262
262
262
262
262
262
262
262
262
262
J.LACERDA A1
CARVÃO
58,55
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
FIGUEIRA
CARVÃO
85,35
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
CHARQUEADAS CARVÃO
60,62
72
72
72
72
72
72
72
72
72
72
72
72
NUTEPA
ÓLEO
250,93
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
ALEGRETE
ÓLEO
141,61
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
S. JERÔNIMO
CARVÃO
86,94
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
W. ARJONA G
GÁS
77,31
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
URUGUAIANA G GÁS
46,28
880
880
880
880
880
880
880
880
880
880
880
880
ARGENTINA I
GÁS
27,45
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
ARGENTINA II
GÁS
29,45
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
ARGENTINA III
GÁS
29,45
660
660
660
1200
1200
1200
1800
1800
1800
2400
2400
2400
CAMAÇARI
ÓLEO
286,18
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
TERMO BA
GÁS
32,87
255
255
255
255
255
255
255
255
255
255
255
255
REDUC
GÁS
35,91
CCBS
GÁS
35,91
185
185
185
440
440
440
440
440
440
440
MACAE MERCHA GÁS
35,91
968
968
968
968
968
968
968
968
968
968
968
968
RHODIA STO A
GÁS
35,91
54
54
54
54
54
54
54
54
54
54
54
54
RHODIA PAULI
GÁS
35,91
148
148
148
148
148
148
148
148
148
148
148
148
ARAUCARIA
GÁS
35,91
484
484
484
484
484
484
484
484
484
484
484
484
PIRAT. 12 O/G
ÓLEO
130,29
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
COFEPAR
RASF
69,06
SEIVAL
CARVÃO
20,07
542
542
542
542
542
542
542
BOLIV. TRAD.
GÁS
39,49
RIO GEN
GÁS
46,13
CUIABA II
GÁS
36,74
ST.CRUZ 34
ÓLEO
P.MÉDICI B
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
111,56
440
440
440
440
440
440
440
440
440
440
440
440
CARVÃO
31,82
320
320
320
320
320
320
320
320
320
320
320
320
ELETROBOLT
GÁS
35,91
386
386
386
386
386
386
386
386
386
386
386
386
J. LCERDA A2
CARVÃO
58,55
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
TERMO PE
GÁS
32,87
SEPETIBA
CARVÃO
32,70
TRÊS LAGOAS
GÁS
35,91
466
466
466
466
466
466
466
466
466
466
466
466
CORUMBÁ
GÁS
35,91
108
108
108
108
108
108
108
108
108
108
108
108
CANOAS
GÁS
35,91
602
602
602
602
602
602
602
602
602
602
602
602
CAPUAVA
GÁS
35,91
272
272
272
272
272
272
272
272
272
ISSN 1518-8744
80
mai 2003
Dossier CenDoTeC
PIRAT NOVA
GÁS
35,91
571
571
571
571
571
571
571
571
571
571
571
571
ELETROBRÁS
GÁS
35,91
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
CAMPO GRANDE GÁS
35,91
261
261
261
261
261
261
261
510
510
510
510
510
510
510
255
255
255
550
550
550
VALPARAISO
510
DUKE ENERG 1
510
510
510
510
NORTE FLU
550
PAULÍNIA DSG
14643 14643 14828 15640 15640 16698 17298 17848 17848 18703 18703 18703
SOMA
USINA
550
TIPO
CUSTO
OPER
(R$ MWh)
2004
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
ANGRA I
NUCLEAR
8,50
657
657
657
657
657
657
657
657
657
657
657
657
ANGRA II
NUCLEAR
8,50
1309
1309
1309
1309
1309
1309
1309
1309
1309
1309
1309
1309
IGARAPÉ
ÓLEO
85,49
131
131
131
131
131
131
131
131
131
131
131
131
ST. CRUZ 12
ÓLEO
111,56
168
168
168
168
168
168
168
168
168
168
168
168
PIRATININGA 34 ÓLEO
134,37
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
CARIOBA
ÓLEO
160,83
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
R. SILVEIRA G
GÁS
90,43
32
32
32
32
32
32
32
32
32
32
32
32
CUIABÁ OD
ÓLEO
287,76
445
445
445
445
445
445
445
445
445
445
445
445
CUIABÁ CS+CC GÁS
35,91
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
GAS SE/CO
GÁS
35,91
P.MÉDICI A
CARVÃO
31,82
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
J.LACERDA C
CARVÃO
45,27
363
363
363
363
363
363
363
363
363
363
363
363
J.LACERDA B
CARVÃO
54,95
262
262
262
262
262
262
262
262
262
262
262
262
J.LACERDA A1
CARVÃO
58,55
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
FIGUEIRA
CARVÃO
85,35
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
CHARQUEADAS CARVÃO
60,62
72
72
72
72
72
72
72
72
72
72
72
72
NUTEPA
ÓLEO
250,93
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
ALEGRETE
ÓLEO
141,61
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
S. JERÔNIMO
CARVÃO
86,94
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
W. ARJONA G
GÁS
77,31
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
URUGUAIANA G GÁS
46,28
880
880
880
880
880
880
880
880
880
880
880
880
ARGENTINA I
GÁS
27,45
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
ARGENTINA II
GÁS
29,45
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
ARGENTINA III
GÁS
29,45
2400
2400
2400
2400
2400
2400
2400
2400
2400
2400
2400
2400
CAMAÇARI
ÓLEO
286,18
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
TERMO BA
GÁS
32,87
255
255
255
255
255
255
255
255
255
255
255
255
REDUC
GÁS
35,91
CCBS
GÁS
35,91
440
440
440
440
440
440
440
440
440
440
440
440
MACAE MERCHA GÁS
35,91
968
968
968
968
968
968
968
968
968
968
968
968
RHODIA STO A
35,91
54
54
54
54
54
54
54
54
54
54
54
54
GÁS
ISSN 1518-8744
81
mai 2003
Dossier CenDoTeC
RHODIA PAULI
GÁS
35,91
148
148
148
148
148
148
148
148
148
148
148
148
ARAUCARIA
GÁS
35,91
484
484
484
484
484
484
484
484
484
484
484
484
PIRAT. 12 O/G
ÓLEO
130,29
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
COFEPAR
RASF
69,06
650
650
650
650
650
650
650
650
650
650
650
650
SEIVAL
CARVÃO
20,07
542
542
542
542
542
542
542
542
542
542
542
542
BOLIV. TRAD.
GÁS
39,49
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
RIO GEN
GÁS
46,13
532
532
532
532
532
532
532
532
532
532
532
532
CUIABA II
GÁS
36,74
529
529
529
529
529
529
529
529
529
529
529
529
ST.CRUZ 34
ÓLEO
111,56
440
440
440
440
440
440
440
440
440
440
440
440
P.MÉDICI B
CARVÃO
31,82
320
320
320
320
320
320
320
320
320
320
320
320
ELETROBOLT
GÁS
35,91
386
386
386
386
386
386
386
386
386
386
386
386
J. LCERDA A2
CARVÃO
58,55
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
TERMO PE
GÁS
32,87
637
637
637
637
637
637
637
637
637
637
637
637
SEPETIBA
CARVÃO
32,70
TRÊS LAGOAS
GÁS
35,91
466
466
466
466
466
466
466
466
466
466
466
466
CORUMBÁ
GÁS
35,91
108
108
108
108
108
108
108
108
108
108
108
108
CANOAS
GÁS
35,91
602
602
602
602
602
602
602
602
602
602
602
602
CAPUAVA
GÁS
35,91
272
272
272
272
272
272
272
272
272
272
272
272
PIRAT NOVA
GÁS
35,91
571
571
571
571
571
571
571
571
571
571
571
571
ELETROBRÁS
GÁS
35,91
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
CAMPO GRANDE GÁS
35,91
237
237
237
237
237
237
237
237
237
237
237
237
VALPARAISO
261
261
261
261
261
261
261
261
261
261
261
261
DUKE ENERG 1
510
510
510
510
510
510
510
510
510
510
510
510
NORTE FLU
510
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
PAULÍNIA DSG
550
550
550
550
550
550
550
550
550
550
550
550
21543 21798 21798 21798 21798 21798 21798 21798 21798 21798 21798 21798
SOMA
USINA
TIPO
CUSTO
OPER
(R$ MWh)
2005
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
ANGRA I
NUCLEAR
8,50
657
657
657
657
657
657
657
657
657
657
657
657
ANGRA II
NUCLEAR
8,50
1309
1309
1309
1309
1309
1309
1309
1309
1309
1309
1309
1309
IGARAPÉ
ÓLEO
85,49
131
131
131
131
131
131
131
131
131
131
131
131
ST. CRUZ 12
ÓLEO
111,56
168
168
168
168
168
168
168
168
168
168
168
168
PIRATININGA 34 ÓLEO
134,37
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
CARIOBA
ÓLEO
160,83
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
R. SILVEIRA G
GÁS
90,43
32
32
32
32
32
32
32
32
32
32
32
32
CUIABÁ OD
ÓLEO
287,76
445
445
445
445
445
445
445
445
445
445
445
445
CUIABÁ CS+CC GÁS
35,91
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
GAS SE/CO
GÁS
35,91
P.MÉDICI A
CARVÃO
31,82
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
ISSN 1518-8744
82
mai 2003
Dossier CenDoTeC
J.LACERDA C
CARVÃO
45,27
363
363
363
363
363
363
363
363
363
363
363
363
J.LACERDA B
CARVÃO
54,95
262
262
262
262
262
262
262
262
262
262
262
262
J.LACERDA A1
CARVÃO
58,55
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
FIGUEIRA
CARVÃO
85,35
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
CHARQUEADAS CARVÃO
60,62
72
72
72
72
72
72
72
72
72
72
72
72
NUTEPA
ÓLEO
250,93
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
ALEGRETE
ÓLEO
141,61
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
S. JERÔNIMO
CARVÃO
86,94
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
W. ARJONA G
GÁS
77,31
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
URUGUAIANA G GÁS
46,28
880
880
880
880
880
880
880
880
880
880
880
880
ARGENTINA I
GÁS
27,45
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
1018
ARGENTINA II
GÁS
29,45
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
ARGENTINA III
GÁS
29,45
3000
3000
3000
3000
3000
3000
3000
3000
3000
3000
3000
3000
CAMAÇARI
ÓLEO
286,18
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
TERMO BA
GÁS
32,87
255
255
255
255
255
255
255
255
255
255
255
255
REDUC
GÁS
35,91
CCBS
GÁS
35,91
440
440
440
440
440
440
440
440
440
440
440
440
MACAE MERCHA GÁS
35,91
968
968
968
968
968
968
968
968
968
968
968
968
RHODIA STO A
GÁS
35,91
54
54
54
54
54
54
54
54
54
54
54
54
RHODIA PAULI
GÁS
35,91
148
148
148
148
148
148
148
148
148
148
148
148
ARAUCARIA
GÁS
35,91
484
484
484
484
484
484
484
484
484
484
484
484
PIRAT. 12 O/G
ÓLEO
130,29
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
COFEPAR
RASF
69,06
650
650
650
650
650
650
650
650
650
650
650
650
SEIVAL
CARVÃO
20,07
542
542
542
542
542
542
542
542
542
542
542
542
BOLIV. TRAD.
GÁS
39,49
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
RIO GEN
GÁS
46,13
532
532
532
532
532
532
532
532
532
532
532
532
CUIABA II
GÁS
36,74
529
529
529
529
529
529
529
529
529
529
529
529
ST.CRUZ 34
ÓLEO
111,56
440
440
440
440
440
440
440
440
440
440
440
440
P.MÉDICI B
CARVÃO
31,82
320
320
320
320
320
320
320
320
320
320
320
320
ELETROBOLT
GÁS
35,91
386
386
386
386
386
386
386
386
386
386
386
386
J. LCERDA A2
CARVÃO
58,55
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
TERMO PE
GÁS
32,87
637
637
637
637
637
637
637
637
637
637
637
637
SEPETIBA
CARVÃO
32,70
1377
1377
1377
1377
1377
1377
1377
1377
1377
1377
1377
1377
TRÊS LAGOAS
GÁS
35,91
466
466
466
466
466
466
466
466
466
466
466
466
CORUMBÁ
GÁS
35,91
108
108
108
108
108
108
108
108
108
108
108
108
CANOAS
GÁS
35,91
602
602
602
602
602
602
602
602
602
602
602
602
CAPUAVA
GÁS
35,91
272
272
272
272
272
272
272
272
272
272
272
272
PIRAT NOVA
GÁS
35,91
571
571
571
571
571
571
571
571
571
571
571
571
ELETROBRÁS
GÁS
35,91
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
CAMPO GRANDE GÁS
35,91
237
237
237
237
237
237
237
237
237
237
237
237
261
261
261
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261
261
261
VALPARAISO
ISSN 1518-8744
83
mai 2003
Dossier CenDoTeC
DUKE ENERG 1
510
510
510
510
510
510
510
510
510
510
510
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NORTE FLU
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
765
PAULÍNIA DSG
550
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550
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SOMA
ISSN 1518-8744
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84
mai 2003
Dossier CenDoTeC
A propos
Elaboration du Dossier
Rédaction :
Professeur Carlos Américo Morato De Andrade, professeur titulaire de l’IEE-USP (Institut d’Électrotechnique et
d’Énergie de l’Université de São Paulo).
Traduction :
Ivana Janosh
Supervision :
Halumi Tateyama Takahashi et Joachim Queyras, CenDoTeC.
Responsable de la publication :
Luc Quoniam, professeur des Universités, Directeur du CenDoTeC
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sur le Brésil
ISSN 1518-8744
86
mai 2003