Problemas e Distorções nos
Preços da Energia Elétrica ao
Consumidor
Alan Douglas Poole, INEE
Seminário Internacional sobre Geração
Distribuída
São Paulo, 19 de junho de 2002
Introdução
• A inspiração das reformas do setor energético no Brasil foi de
origem liberal. No modelo liberal o papel dos preços é
fundamental para a otimização do sistema.
• Infelizmente, a política energética em relação aos preços ainda
não conseguiu um regime de preços que sinaliza os custos
realisticamente.
– Foi um fator importante contribuindo à crise energética.
– Ainda tem muitos problemas reservados para o futuro.
– Há efeitos nocivos para a eficiência energética em geral, incluindo
a co-geração.
• Concentramos nos preços de fornecimento de energia aos
consumidores cativos e os livres atendidos pela
concessionária..
Tarifas divididas em duas grandes categorias baseadas na
tensão da entrega da energia
Baixa Tensão
• As tarifas de baixa tensão são diferenciadas por categorias
econômicas dos consumidores.
• Responsável por ~45% do consumo e ~62% da receita das
concessionárias
Alta Tensão (> 2300 kV)
• São tarifas binôminos – demanda e energia.
• Há pouca diferenciação dos consumidores por setor econômico
– (das cooperativas rurais)
• Horosazonal e convencional (convencional pouco usado)
• Há dois variants da Tarifa Horosazonal: Azul e Verde.
Consumo Setorial por Nível de Tensão
Setor/Tensão
Residencial
Baixa Tensão
A1
A2
A3
A3a
A4
100%
0%
0%
0%
0%
0%
23% 34%
7%
2% 30%
Industrial
4%
Comercial
57%
0%
1%
1%
4% 37%
Rural
63%
0%
0%
2%
3% 31%
Outro (incl Público)
51%
1% 10%
2%
2% 34%
Total Consumo
45%
10% 16%
3%
2% 23%
Participação das Tensões no Consumo e na
Receita das Concessionárias
Baixa Tensão
A1
A2
A3
A3a
A4
Total Consumo
45%
10%
16%
3%
2%
23%
Total da Receita
62%
5%
9%
2%
1%
21%
Ítem/Tensão
Horosazonal Azul - Exemplo
CEMIG - reajuste em Abril de 2002
Demanda (R$/kW) Consumo (R$/MWh)
Ponta
Fora de Ponta
Ponta
F. Ponta
Seca
Úmida
Seca
Úmida
A1
13,30
2,79
75,72
66,23
53,58
45,52
A2
14,31
3,29
80,22
74,85
57,50
52,72
A3
19,20
5,24
90,91
80,59
62,64
54,07
A4
23,24
7,75
152,41
141,09
72,48
64,04
Horosazonal Verde - Exemplo
CEMIG - reajuste em Abril de 2002
Demanda (R$/kW) Consumo (R$/MWh)
Ponta
Fora de Ponta
Seca
Úmida
Seca
Úmida
A3a
7,49
665,33
654,45
69,92
61,82
A4
7,75
689,77
678,44
72,48
64,04
AS
11,89
721,83
710,01
75,85
67,04
Evolução das Tarifas Médias
• Desde os anos 70 houve uma tendência de queda nos preços
médios de energia elétrica vendida pelas concessionárias.
• O mês de abril de 1993 foi o ponto histórico mais baixo da tarifa
média nacional, em termos da moeda nacional deflacionada.
• Começou uma rápida recuperação tarifária, parte de uma série
de reformas para sanearas finanças do setor elétrico.
• No início do Plano Real, a tarifa média aumentou. Depois foi
congelada. Valor médio anual de 1995 foi o mais baixo na
historia.
.
Preço Médio Anual da Eletricidade
US$
180
90
170
85
160
80
150
75
140
70
130
65
120
60
110
55
100
50
90
45
80
40
70
35
60
30
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
US$ Corrente/ MWh
R$ de 1998/ MWh
R$ 1998
Evolução do Preço Médio Mensal da Eletricdade:
1986-1995 (R$ deflacionados e US$ corrente)
75
130
70
120
65
110
60
100
55
90
50
80
45
70
Mês/Ano
Jan-9
5
Jan-9
4
Jan-9
3
Jan-9
2
30
Jan-9
1
40
Jan-9
0
35
Jan-8
9
50
Jan-8
8
40
Jan-8
7
60
$US Corrente/ MWh
US$
140
Jan-8
6
R$ de 1998/ MWh
R$Corrigido
Impactos da Política de Congelamento de
1994/95
• Não teve impacto negativo na época:
 Em termos de US$ a média foi acima do mínimo julgado
necessário (falava-se muito em US$ 65/MWh)
 Era muito difícil compor uma série histórica. Eletrobrás parou
de publicar em termos comparáveis. Desculpa foi a
necessidade de expurgar a memória inflacionária
• Acumulou-se um problema potencial sério para o futuro, caso
tivesse desvalorização. As desvalorizações começaram no
início de 1999.
• Estamos de volta ao patamar do início dos anos 90, tanto em
termos de moeda nacional deflacionada como em US$
deflacionado.
Preço Médio Anual da Eletricidade
US$ Corrigido pelo CPI
US$ 1998
180
90
170
85
160
80
150
75
140
70
130
65
120
60
110
55
100
50
90
45
80
40
70
35
60
30
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
US$ 1998/ MWh
R$ de 1998/ MWh
R$1998
Consequências Políticas da Estrategia
Inicial e das Desvalorizações
• Pressão sobre tarifas em R$ é grande devido em parte ao forte
componente do capital estrangeiro nas empresas privatizadas.
• Problema político exacerbado pelo próprio governo: a mídia
sempre mostra quanto aumentou desde 1995.
– Utilizam as informações organizadas pelo Governo.
• Outro problema – fim dos contratos iniciais, junto com custo
maior por MWh da nova capacidade de geração.
Estrutura das Tarifas
Há duas grandes distorções nas tarifas horosazonais:
Escala
 Há subsídios para grandes os consumidores. Distorção
reconhecida há anos – más não se fez nada.
 Com o mesmo fator de carga o consumidor A4 paga 60-70%
mais caro que o consumidor A1 (a % diminui com o fator de
carga).
 Razão principal porque os grandes consumidores geralmente
optarem ficar cativos.
Preço Médio e Nível de Tensão
(Mesmo Perfíl de Carga)
Fator de Carga
Total e na Ponta
A1 (230 kV e mais)
85%
75%
60%
45%
100%
100%
100%
100%
A2 (88 a 138 kV)
110%
110%
110%
110%
A3 (69 kV)
129%
130%
132%
134%
A3a (30 a 44 kV)
155%
157%
159%
162%
A4 (2,3 a 25 kV)
161%
162%
165%
168%
Relação dos Preços na Ponta e Fora da Ponta
• O preço da eletricidade na ponta é exageradamente alto
• A razão do preço Ponta/Fora da Ponta} varia com tensão e fator
de carga.
– Quando FC igual na Ponta e FP, a razão varia entre 7 e 10 vezes
na A4, um pouco menos na A1.
– Quando FC maior na Ponta que FP a razão diminui, por exemplo
FC 38% maior na A4 na Ponta, diminui razão ~22%. Porém, ainda
alta, no A4, 6,5-8 vezes.
• No Brasil até hoje o custo marginal da geração e transmissão
básica na ponta  0. Assegurar a energia hidrelétrica firme
significa que há capacidade para a ponta.
• Razão é alta comparada até com paises com geração
predominantemente térmica (custo da geração na ponta é alta).
Razão dos Preços por MWh na Ponta e Fora
da Ponta
Fator de Carga Igual na Ponta e Fora da Ponta
Tarifa
Fator de Carga (Ponta e F. da Ponta)
85%
75%
60%
45%
A1 (230 kV e mais)
5,85
6,38
7,46
9,16
A2 (88 a 138 kV)
5,67
6,18
7,22
8,84
A3 (69 kV)
6,57
7,14
8,30
10,07
A3a (30 a 44 kV)
7,08
7,62
8,69
10,28
A4 (2,3 a 25 kV)
7,09
7,63
8,70
10,29
Razão dos Preços por MWh na Ponta e Fora
da Ponta
Fator de Carga na Ponta maior que Fora da Ponta
Tarifa
Fator de Carga (Total e na Ponta)
85%/90% 75%/90% 60%/80% 45%/60%
A1 (230 kV e mais)
5,59
5,52
5,89
7,14
A2 (88 a 138 kV)
5,42
5,35
5,70
6,89
A3 (69 kV)
6,27
6,15
6,49
7,78
A3a (30 a 44 kV)
6,78
6,63
6,89
8,04
A4 (2,3 a 25 kV)
6,79
6,63
6,89
8,05
• Energia na ponta evidentemente é mais cara, porém ao
exagerar cria-se sinais que induzem respostas sub-otimizadas.
• Incentiva consumidor reduzir ponta apenas, muitas vezes em
detrimento`de medidas de eficientização.
• Exemplo é a escolha entre geração de ponta e a cogeração,
discutido na próxima palestra. Os lucros vêm quase todo da
redução da ponta.
• Com a crise este tipo de solução se espalhou. Perda de renda
para a concessionária pode ser grande.
• A distorção não incomodava o Governo ou o setor; que insistia
que o problema era demanda e não energia.
Política
• A estrutura atual praticamente inalterada desde anos 80. É
igual pelo menos desde 1995, com a mesma estrutura em todo
o pais (pequenos variantes na baixa tensão)
• Temos apenas indicações. Precisa de muito análise estimar
novos valores realistas.
• O Comitê para Revitalização do Modelo do Setor Elétrico nâo
aborda as distorções estruturais - apenas níveis gerais (Fator X,
o fim das contratos iniciais)
• Recomenda-se que o CNPE e ANEEL tratam como prioridade.
Sem abordar estrutura tarifária difícil resolver o desafio de
aumentar o nível médio ou discriminar componentes (G,T,D,C).
• Abordagem deve começar explicitar preços de serviços
bilaterais entre consumidor e concessionária/comercializador..
– Por exemplo, preço para “load shedding”
• No curto prazo, Fórum de Cogeração aprofundará estudos
iniciados.