CRISE ENERGÉTICA – QUANTO
CUSTARÁ À INDÚSTRIA?
Mario Veiga
mario@psr-inc,com
Rio, 29 de agosto de 2014
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A tempestade perfeita (1)
► Em dezembro de 2012, venceram
8.600 MW médios em contratos
das distribuidoras
 Concentração de contratos do
1o leilão de energia existente (2005)
► Como elas têm obrigação regulatória de estar 100% contratadas,
era vital (e está na lei) que fosse realizado até o fim de 2012 um
leilão de recontratação (A-1)
► No entanto, isto não ocorreu
► Como consequência, as distribuidoras ficaram descontratadas em
2.000 MW médios em 2013; e em 2.500 MW médios em 2014
2
A tempestade perfeita (2)
► Em caso de descontratação, as distribuidoras compram a diferença entre
consumo e contrato (exposição) no mercado de curto prazo
► Os custos de compra serão transferidos às tarifas, pois as
distribuidoras não tiveram culpa pela exposição
► No entanto, as tarifas só são ajustadas uma vez por ano; até lá, as
distribuidoras arcam com as despesas
► No entanto, a combinação de preços de curto prazo muito elevados em
2013 e 2014 com um montante recorde de energia a ser comprado fez
com que estas despesas fossem bilionárias, muito além da capacidade
das distribuidoras
Esta “hemorragia” financeira é a
origem dos problemas setoriais
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Custos adicionais de 2013 e 2014

2013: 10 bilhões de reais (consumidores)
 Empréstimo (sem juros) às distribuidoras pago via aumento tarifário (cinco anos, a partir
de 2014; posteriormente, 2015)
+ 8,5 bilhões (contribuintes)

Subsídio para garantir redução de 20% nas tarifas

Total 2013: 18,5 bilhões de reais

2014 (estimado): 26,4 bilhões de reais (consumidores)
 11,2 bilhões de empréstimo bancário (Conta ACR) (dois anos com juros) + 6,5
empréstimo adicional (Conta ACR) + 1,2 empréstimo do tesouro (cinco anos sem juros)
+ 7,5 (repasse tarifário 2014/2015)
+ 12,7 bilhões (contribuintes)
 9,9 bilhões (subsídio para redução de tarifas) + 2,8 bilhões (prometidos pelo governo)
 Total 2014: 39,1 bilhões de reais
 Total 2013 + 2014: 18,5 + 39,1 = 57,6 bilhões de reais
4
Impacto tarifário: exemplo CELPA (tarifa média)
[R$/MWh - valores nominais]
A previsão para 2015 incorpora o benefício dos
novos leilões de concessão de julho daquele ano
+15%
+36%
-20%
+4%
359
312
275
Dez/12
220
229
Fev/13
Reajuste
Ago/13
Reajuste
Ago/14
Reajuste
Ago/15
5
Razões para os aumentos
► 2014: 29% dos 36% do aumento não tem a ver com a distribuidora (e 6%
é inflação)
 Custo dos novos contratos A-1 e A0 + custo previsto das térmicas (15% da
carga da CELPA)  20%
 Compensação de adiantamentos da CELPA (CVA): 7 meses de contratos do
A-1 de 2013 + 2 meses de A0 de 2014 + defasagem de Angra I e II (CELPA
pagava 157 R$/MWh mas recebia 136 R$/MWh da tarifa)  7%
 ESS/EER  2%
 Total: 7 + 20 + 2  29%
► 2015: 11% dos 15% são pagamentos dos empréstimos de 2013 e 2014
 Como mencionado, a estimativa de aumento já inclui uma redução devido ao leilão de
concessões em julho de 2015
6
Outras consequências (ACL, térmicas e hidro)
7
O que causou estes problemas?
► A magnitude e diversidade dos impactos negativos torna
importante analisar, em detalhe, porque os mesmos
ocorreram
► O objetivo desta análise não é fazer “engenharia de obra
feita”, e sim identificar se há alguma medida
preventiva/corretiva que deveria ser tomada para evitar que
problemas semelhantes voltem a ocorrer no futuro
8
Por que não houve o leilão de 2012?
► Em nossa opinião, a explicação mais plausível é que o
governo esperava a adesão de todos os geradores à proposta
de renovação das concessões da MP 579
 Esta adesão compensaria plenamente os contratos expirados
 A CCEE, dentre outros, alertou sobre a importância de contratar
► O governo procurou posteriormente corrigir o problema
1. Leilão extraordinário em abril de 2013, que não atraiu interessados
2.
Segundo leilão no final de 2013 (atendeu 40% do consumo descontratado)
3.
Terceiro leilão (final de abril de 2014) eliminou a maior parte da
descontratação, porém a um preço elevado (270 R$/MWh)
A análise acima indica que a descontratação das
distribuidoras resultou de falhas de gestão
9
São Pedro é culpado pelos preços de 2013?
NÃO. 2013 foi um ano bom
2013
2001
2012
1953
10
E 2014? (valores de janeiro a junho)
Foi seco, mas não catastrófico
(nono pior da história)
2012
2001
2013
2014
1953
11
Neste caso, porque os reservatórios esvaziaram?
Os reservatórios esvaziaram ao longo dos anos mesmo com o
despacho pleno das termelétricas a partir de outubro de 2012
89% 88%
84%
82%
83%
80%
77%
75%
75%
72% 72%
75%
66%
67%
62%
61%
58%
63%
57%
55%
59%
63%
60%
55%
61%
49%
47%
46%
37%
44%
43% 43%
40%
39%
38%
42%
40%
33%
31%
Apr-14
Jan-14
Oct-13
Jul-13
Apr-13
Jan-13
Oct-12
Jul-12
Apr-12
Jan-12
Oct-11
Jul-11
Apr-11
A única explicação é que as restrições operativas reais são
piores do que as supostas pelos modelos de planejamento
Jan-11
EARM SIN (%max)
69%
12
Evidência: simulação oficial x realidade
87% 87% 86%
85% 86%
Se82%
o passado fosse reconstituído (“backcasting”)
80% 80% com os modelos oficiais de
simulação,
o nível dos reservatórios77%
em77%
dezembro76%
de 2013 seria 65%
74%
79%
87%
87% 86%
80%
85% 86%
77%
82%
75%
75%
79%
72% 72%
80%
75%
65%
75%
57%
55%
67%
62%
57%
55%
47%
57%
54%
55%
38%
Real
Simulado
Real
47%
33%
31%
38%
37%
33%
31%
46%
67%
76%
62% 61%
63%
62%
67%
62%
55%
62% 61%
63%
65%
70%
60%
55%
46%
51%
37%
Simulado
68%
51%
65%
57%
72% 72%
54%
80% 80%
77% 77%
62%
74%
67%
77%
70%
68%
65%
49%
60%
44%
55%
40%
43%
49%
44%
40%
43%
Esta diferença de 22% no armazenamento
possibilitaria o atendimento a uma carga
anual de 5,3 GW médios e uma redução
de 200 R$/MWh no preço de 2014
13
Outros indícios de restrições na operação real
VERTIMENTOS EM CAPIVARA
Data
Nível
(m)
Volume Útil %
Vertimento
(m3/s)
10-Feb-14
329,44
58,34
170
11-Feb-14
329,23
56,61
783
12-Feb-14
328,97
54,49
1041
13-Feb-14
328,68
52,15
1055
14-Feb-14
328,46
50,39
800
15-Feb-14
328,26
48,81
617
16-Feb-14
328,07
47,32
418
17-Feb-14
327,92
46,15
24
Esvaziamento inédito de
Itaipu em 2013 e 2014
Vertimento em
reservatórios 50% vazios
14
Em resumo
► A principal causa dos preços elevados de 2013 não foi a hidrologia (que
foi boa) e sim a “underperformance” do sistema geração & transmissão
 Razão dos problemas de desempenho: conjunto de problemas nas usinas
hidrelétricas, rede de transmissão e vazões no rio São Francisco
► Em 2014, o problema foi agravado por condições hidrológicas
desfavoráveis (porém não entre as piores registradas)
► Os atrasos na entrada de novas usinas e linhas em 2012, 2013 e 2014 também
contribuiram para agravar o problema mas, como a hidrologia, não são o fator principal
► Os problemas do sistema haviam sido detectados em 2010, porém não foi
tomada qualquer medida
A análise acima indica que os preços elevados resultam
de problemas de desempenho no sistema elétrico
(maior parte) e hidrologia/atrasos (menor)
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E a MP 579?
► Ao contrário do que dizem muitos analistas, a MP 579 não está
diretamente relacionada com os problemas atuais
► No entanto, há efeitos indiretos da MP 579 (causados, em nossa
opinião, pela pressão de tempo) que aumentaram a incerteza dos
agentes:
 Não realização do leilão A-1 em 2012 (já comentada)
 Destinação das cotas somente para o ACR
 Cotas transferiram riscos para as distribuidoras
 Indenização da transmissão construída antes de 2000
 Benefícios da transmissão vão ser revertidos para geradores
 Medidas da CNP 03 (transferência de encargos para geradores e
mudança intempestiva na formação de preços)
 Indenização das hidrelétricas em 2015 (Contábil x VNR)
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O que fazer?
► Realismo na avaliação das condições operativas
► Reforço institucional
 Exemplo: avaliação de impacto regulatório, audiências públicas da
ANEEL
► Aproveitar a inteligência coletiva do setor
► Maior transparência do governo junto aos agentes e
população
 Facilitará acordos na travessia para a restauração do equilíbrio setorial
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