Alan Douglas Poole
Jaqueline B. do Nascimento Poole
ACOMPANHAMENTO DOS PREÇOS DA
ELETRICIDADE NO BRASIL
Base de Dados e Análise da
Estrutura Tarifária e Evolução dos Preços
Alan Douglas Poole
Jaqueline B. do Nascimento Poole
ACOMPANHAMENTO DOS PREÇOS DA
ELETRICIDADE NO BRASIL
Base de Dados e Análise da
Estrutura Tarifária e Evolução dos Preços
2
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Outubro/2001
________________________________________________________
Poole, Alan Douglas, Poole, Jaqueline B. Nascimento
Acompanhamento dos preços da eletricidade no Brasil: base de dados e
análise da estrutura tarifária e evolução dos preços / Alan Douglas Poole,
Jaqueline B. Nascimento Poole --- Rio de Janeiro: INEE, 2001
1. Tarifas de energia 2. Concessionárias
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3
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Market Development in Brazil, com recursos da US Agency for International Development.
Sumário
Introdução................................................................................................................................5
Tarifas Vigentes de Fornecimento ....................................................................................6
Características das Tarifas de Fornecimento ................................................................8
Traduzindo as Tarifas em Preços – Tarifas Horosazonais.......................................10
A escala (tensão) do consumo ..........................................................................................10
Fator de carga total.............................................................................................................11
Preço na ponta e o efeito do perfíl da carga ...................................................................11
A Evolução das Tarifas de Fornecimento .....................................................................13
Evolução recente das tarifas das concessionárias ........................................................13
Acompanhamento dos ajustes tarifários..........................................................................15
Evolução geral dos preços da energia elétrica...............................................................16
Índices de inflação interna..................................................................................................19
ANEXOS .................................................................................................................................20
Anexo A: Resoluções sobre Tarifas por Concessionária..............................................20
Anexo B: Tarifas Vigentes – Agosto de 2001 .................................................................20
Anexo C: Preços Nominais e Estrutura Tarifária: 2000-2001 ......................................20
Anexo D: Preços Mensais Corrigidos : 2000 ..................................................................20
Anexo E: Preços Mensais Corrigidos : 2001...................................................................20
Anexo F: Resumo dos Preços Corrigidos : 2000-01......................................................20
4
Introdução
A questão dos preços da energia elétrica no Brasil está cada vez mais urgente. Os preços, que já subiram
muito em relação à inflação geral, devem subir mais substancialmente. Há diversas pressões: (a) o custo
marginal mais alto da nova capacidade de geração; (b) a desvalorização do Real, que pesa num setor com
muitos insumos e capital importado; (c) os custos adicionais e perda de receita resultando da crise de
energia elétrica.
O problema não é apenas como implementar um grande aumento dos preços. Há questões sérias sobre a
1
estrutura dos preços. Na estrutura vigente, há grandes distorções.
Algumas das consequências da
sinalização pouca realista dos preços estão ficando mais evidentes com a crise. Ao implementar os
aumentos, o Governo deve promover a transição para uma nova estrutura tarifária.
A precificação da energia é um assunto complexo, geralmente acompanhado apenas por alguns
especialistas (a maioria fortemente interessados). As informações disponívies que sintetizam a estrutura e
evolução dos preços são limitadas, o que dificulta a análise tanto de projetos como da política.
O INEE empreendeu este projeto com o intuito de facilitar o acesso a informações organizadas e objetivas
sobre a estrutura das tarifas e sua evolução no tempo. Há duas vertentes no trabalho: um relatório
descritivo e analítico e uma base de dados sobre os preços de fornecimento da energia elétrica.
Para a base de dados inicial, foram escolhidos 21 concessionárias de distibuição de energia, conforme a
2
tabela abaixo.
Região/Empresa
Norte
CELPA
CELTINS
Nordeste
COELCE
CELB
SAELPA
CELPE
COELBA
Região/Empresa
Sudeste
CEMIG
Light
CERJ
CPFL
Eletropaulo-Metro
EBE (Bandeirante)
Elektro
Região/Empresa
Sul
COPEL
CELESC
RGE
AES-Sul
CEEE
Centro Oeste
CEB
CEMAT
Houve grande cuidado em manter uma clara relação entre a informação nas planilhas e as Resoluções
originais da ANEEL. Ver o Anexo A : “Resoluções sobre Tarifas por Concessionária”.
Neste relatório, as tarifas vigentes são resumidas no capítulo Tarifas Vigentes de Fornecimento, com alguns
comentários. A tabela é um retrato dos preços no momento em que Brasil começou o racionamento. As
características das tarifas são descritas no capítulo Características das Tarifas de Fornecimento e fatores
na formação do preço para consumidores de média e alta tensão são avaliados no capítulo Traduzindo
Tarifas em Preços – Tarifas Horosazonais.
Mudanças no nível e estrutura das tarifas são acompanhados no capítulo A Evolução das Tarifas de
Fornecimento para as concessionárias na amostra. Há também uma análise resumida da evolução mais
geral dos preços da energia elétrica desde 1970.
1
2
Ver, por exemplo, “O injusto preço da energia no Brasil”, Brasil Energia, julho de 2001.
As planilhas com as informações sobre tarifas de cada concessionária estão disponíveis no website do INEE.
5
Tarifas Vigentes de Fornecimento
O Anexo B Tarifas Vigentes retrata a conjuntura tarifária em 31 de agosto, 2001. Resume as tarifas
convencionais de baixa tensão e as horosazonais para as tarifas de média e alta tensão. Utilizou-se
cenários simplificados para calcular valores em R$MWh para as tarifas horosazonais. Apesar de ser
apenas indicativos, os valores em R$R/MWh facilitam as comparações. A tabela mostra também o valor
das tarifas vigentes em termos de US$/MWh, no câmbio do mês.
Há um cenário para cada tensão de consumo na tarifa horosazonal Azul. Os cenários supõem que a
demanda máxima e o fator de carga são iguais no horário da Ponta e fora da Ponta.
Tensão
Fator de Carga
%
85%
75%
60%
60%
45%
A1 (230 kV ou mais)
A2 (88 a 138 kV)
A3 (69 kV)
A3a (30 a 44 kV)
A4 (2,3 a 25 kV)
Para descrições das tarifas e categorias de consumidores resumidas na tabela do Anexo B, confira o
capítulo abaixo “Características das Tarifas”
Como indicadores da estrutura da tarifa, a tabela do Anexo B inclui calculos das razões entre os valores
para diversas categorias de tarifa:
• Razão Ponta / Fora de Ponta nas categorias A2 e A4 : relação entre os preços na ponta e fora de ponta
em duas categorias de tensão (e escala de consumo).
• Razão entre A2 e A4 com o mesmo fator de carga (75%): ilustra o efeito apenas da tensão (escala de
consumo) sobre o preço
• Razão B1/A2 – relação entre residencial padrão e o grande consumidor industrial
• Razão B1 residencial normal / B1 baixa renda100 kWh
• Razão B1/B3 - relação entre residencial padrão e o comercial em baixa tensão (“demais classes”)
• Razão B3/B2 - relação entre o comercial em baixa tensão e Cooperativas de Eletrificação Rural
• Razão B3/B4a - relação entre o comercial em baixa tensão e iluminação pública
• Razão B3/A4 – relação entre o comércio menor e a indústria média
• Razão A4/A2 – relação entre a indústria média e o grande consumidor industrial
Na tabela também encontra-se os preços para A2 [Fora da Ponta] e A4 [na Ponta], que servem como
indicadores adicionais da estrutura tarifária.
As estruturas tarifárias e suas implicações são abordados abaixo para baixa tensão. Para as médias e
altas tensões confira os capítulos “Características das Tarifas de Fornecimento“ e “Traduzindo Tarifas em
Preços – Tarifas Horosazonais”.
Em relação ao nível tarifário existem diferenças entre as concessionárias na tabela. Algumas são devidas
às diferenças na data do último ajuste. Para comparar corretamente é preciso um acompanhamento no
tempo. Encontra-se a comparação das concessionárias nos anos 2000-2001 no capítulo “A Evolução das
Tarifas de Fornecimento”.
Em relação a estrutura tarifária, os indicadores estruturais para as tarifas de alta e média tensão são
idênticos em todas as concessionárias. Na tabela ver os indicadores:
Razão A4 / A2
Razão Preço na Ponta / FP: Caso A2
Razão Preço na Ponta / FP: Caso A4
Escala: A4 / A2, ambos FC 75%
6
Na baixa tensão, há alguma variação na relação entre a tarifa residencial e as outras (ver B1/A2 e B3). Ao
mesmo tempo, a relação entre a tarifa residencial de baixa renda e a tarifa residencial padrão é fixa (ver
B1padrão /B1br-100 kWh ).
O comercial de baixa tensão mantém uma relação praticamente fixa com as tarifas de média e alta tensão
(ver a razão B3/A4). A relação com o preço do consumo rural (B3/B2)) varia um pouco entre as
concessionárias. Para a iluminação pública a relação com a B3 é fixa (B3/B4a).
A estrutura dos níveis de preços dos segmentos de baixa tensão está resumida na tabela abaixo. Vê-se
que a categoria residencial mostra a maior variabilidade, porém ainda restrita - dentro de 20%, e apenas
10% desconsiderando os dois casos extremos.
Indicador
Razão B1 / A2
Faixa de Valores
2,46-3,03
Excluindo extremos 2,61-2,89
Razão B1 normal / B1 100 kWh
1,67
Razão B1 / B3
0,94-1,16
Excluindo extremos 1,00-1,11
Razão B3 / A4
1,35-1,38
Razão B3 / B2 (Coop Elet Rural)
2,17-2,26
Razão B3 / B4a (Iluminação Púb-Rede)
1,94
Empresas
Baixo-CEMAT; Alto-CPFL
Baixo-Várias;Alto-Light
Baixo-CEMAT; Alto-CPFL
Baixo-Várias;Alto-Light
Baixo-CERJ
Baixo-AES-Sul; Alto-todas
O setor comercial tem uma relação quase fixa com as tarifas de média e alta tensão e serve como
referência para os outros setores não residenciais.
Os descontos são substanciais para o setor residencial de baixa renda, a iluminação pública e o setor rural
(cooperativas de eletrificação e irrigação).
• Em relação ao setor residencial padrão os descontos de baixa renda são:
• Para até 30 kWh/mês:…………………………….
65% em relação ao residencial padrão
• Para 31-100 kWh/mês:……………………………
40% em relação ao residencial padrão
• Para 101- (x) kWh/mês (varia 140-200 kWh) mês:
10% em relação ao residencial padrão
•
Em relação à tarifa comercial padrão (B3) de baixa
• Rural: ……………………………………….
• Cooperativa: ……………………………….
• Irrigação : …………………………………..
• Iluminácão pública – rede de distribuição:
Há também subsídios no Estado de Rio Grande do Sul
tensão os descontos são:
31-37%
54-56%
40-42%
48,5%
para Cooperativas Rurais na tensão A3 (69 kV).
Como discutido no capítulo A Evolução das Tarifas de Fornecimento, os indicadores de cada
concessionária analisada se mantiveram fixos no tempo. Acreditamos que a estrutura tarifária em 1998 era
idêntica à estrutura de hoje.
Para média e alta tensões a tabela mostra o grande efeito de escala do consumo, como também ilustra a
grande diferença nos preços efetivos da energia durante as horas da Ponta e fora da Ponta. Os efeitos da
estrutura tarifária sobre preços são analisados no capítulo Traduzindo Tarifas em Preços – Tarifas
Horosazonais.
Com a rápida desvalorização do Real nos últimos meses, os preços em US$ ficaram baixos, especialmente
para os grandes consumidores (A1 e A2) – cujos preços hoje são muito baratos. Por exemplo, na A2, o
preço médio é US$ 26-32, enquanto Fora da Ponta é apenas US$ 18-22. No entanto, em termos da
inflação interna, estão relativamente altas – especialmente para os consumidores de baixa tensão. A
evolução do valor das tarifas em US$ e R$ constantes está abordada no capítulo A Evolução das Tarifas de
Fornecimento.
7
Características das Tarifas de Fornecimento
Há duas grandes categorias de tarifas: as “convencionais” aplicadas na baixa e média/alta tensão e as
“horosazonais” aplicadas até hoje apenas na média/alta tensão.
Alta e Média Tensões : Tarifas Convencionais
As tarifas convencionais de média e alta tensão discriminam um preço para demanda (R$/MW por mês) e
outro para consumo (R$/MWh).
A demanda é medida a cada 15 minutos. A demanda paga é a demanda contratada. É do tipo “take or pay”, paga-se a
contratada ainda se o consumo for menor. Se a demanda efetiva for maior que a contratada, será a base de cálculo para
12 meses depois. Acima de uma certa margem paga-se a tarifa de ultrapassagem.
As tarifas convencionais consideram apenas a demanda máxima, sem referência a quando ocorre. O
mesmo acontece com o consumo, cujo preço é independente da hora do dia ou da estação do ano. Segue
um exemplo da estrutura da tarifa.
Estrutura da Tarifa Convencional
Caso CEMIG –Tarifa Vigente a partir de abril de 2001
Caso
Subgrupo
A2 (88 a 138 kV)
A3 (69 kV)
A3a (30 kV a 44 kV)
A4 (2,3 kV a 25 kV)
AS (Subterrâneo)
Tarifa Convencional
Fator de
Demanda
Consumo
Carga (%)
(R$/kW)
(R$/MWh)
85%
19,02
47,88
75%
20,50
51,60
60%
7,10
104,18
60%
7,37
108,01
45%
10,89
113,04
A Tarifa Convencional quase não se aplica. Em condições onde o fator de carga total = fator de carga na
ponta é sempre mais cara que a tarifa horisazonal Azul equivalente.
Comparação das Tarifas Convencional e Horosazonal Azul
Caso
Subgrupo
A2 (88 a 138 kV)
A3 (69 kV)
A3a (30 kV a 44 kV)
A4 (2,3 kV a 25 kV)
AS (Subterrâneo)
Fator de
Preço Médio (R$/MWh)
Carga (%)
Convencional
Horosazonal-Azul
85%
78,5
65,4
75%
89,0
75,1
60%
120,4
98,3
60%
124,8
107,1
45%
146,2
142,6
Para as tensões A3a, A4 e AS aproxima-se o efeito da Tarifa Verde Horosazonal. De fato, a Tarifa Verde
parece parece ser uma continuação mais sofisticada da política anterior em relação a essas tensões,
devido ao baixo preço da demanda e alto preço do consumo.
Alta e Média Tensões : Tarifas Horosazonais
São predominantes entre consumidores de alta e média tensão. Diferenciam preços para a demanda (kW)
e o consumo (kWh) durante a Ponta e fora do horário da Ponta. O horário de Ponta tem três horas em dias
úteis, escolhidas pela concessionária entre 17:00 até 21:00 horas.
Também há uma sinalização sazonal do preço da enegia (kWh) consumida. A época seca estende de maio
até o final de novembro e o preço é um pouco mais alto do que durante a época úmida.
8
Há duas séries de tarifas horosazonais: (1) a Tarifa Azul, aplicada em todas as tensões a partir de 2,3 kV;
(2) a Tarifa Verde, aplicada apenas nas tensões AS, A4 e A3a. O exemplo abaixo mostra a estrutura.
Tabela 1 : Tarifas Horosazonais
Caso: Light
Resolução 428 de 06/11/ 2000 (ANEXOS I, II e III)
ANEXO II - vigora entre 07/02/2001 e 06/11/2001
Demanda (R$/kW)
Subgrupo
Azul
A1 (230 kV ou mais)
A2 (88 a 138 kV)
A3 (69 kV)
A3a (30 a 44 kV)
A4 (2,3 a 25 kV)
AS (Subterrâneo)
Verde
A3a (30 kV a 44 kV)
A4 (2,3 kV a 25 kV)
AS (Subterrâneo)
Consumo (R$/MWh)
Ponta
Fora de Ponta
Seca
Úmida
Seca
Úmida
Ponta
F. Ponta
10,56
11,37
15,23
17,82
18,48
19,34
2,21
2,63
4,17
5,94
6,14
9,45
60,22
63,82
72,30
116,93
121,25
126,88
52,65
59,53
64,12
108,25
112,19
117,41
42,62
45,73
49,82
55,61
57,64
60,33
36,18
41,96
42,99
49,14
50,94
53,31
.....
.....
.....
5,94
6,14
9,45
529,19
548,61
574,13
520,50
539,63
564,72
55,61
57,64
60,33
49,14
50,94
53,31
Ambas as tarifas horosazonais penalizam o consumo durante as horas de ponta. A Tarifa Verde difere em
penalizar principalmente o consumo (R$/MWh) no horário da ponta, sem aumentar o preço da demanda
(R$/MW). Em certas situações pode ser vantajosa para o consumidor – ver Traduzindo Tarifas em Preços.
Em seu formato básico, as tarifas horosazonais são complexas para se comparar. Portanto, utilizou-se
cenários simplificados para calcular valores em R$MWh para fins de comparação. Apenas a tarifa Azul
está resumida na tabela principal de Tarifas Vigentes.
Tarifas convencionais de baixa tensão
As tarifas são publicadas em R$/MWh, não havendo tarifas distintas para a demanda (kWh) e o consumo
energético (kWh). Uma tarifa horosazonal (“amarela”) está sendo proposta para certos segmentos do
mercado de baixa tensão, mas ainda não foi implementada.
Há grandes diferenças entre os preços para os diversos setores de baixa tensão. Há duas categorias
padrão:
• Residencial (B1) : serve de referência para descontos de baixa renda e consumo;
• Comercial B3-“Demais classes”): serve de referência para os descontos para consumo rural (B2) e
iluminação pública (B4).
Os descontos estão descritos no capítulo “Tarifas Vigentes de Fornecimento”.
9
Traduzindo as Tarifas em Preços – Tarifas Horosazonais
Há uma grande diferença nos preços pagos pela energia. Como mostra o resumo Tarifas Vigentes, a
tensão da conexão (mais alta para consumidores maiores) e o setor de consumo são fatores importantes.
As comparações gerais das tarifas vigentes para os casos de média e alta tensão são muito simplificadas
para facilitar comparações gerais do comportamento dos preços. Aqui analisamos os preços em mais
detalhe, para ilustrar o impacto dos fatores que contribuem às diferenças sobre estes. Consideramos
primeiro a escala do consumo, depois o fator de carga geral, finalmente, o perfíl da carga.
O enfoque principal da análise é a tarifa horosazonal azul. Nas tarifas horosazonais o perfíl do consumo
em relação às horas de ponta e for a de ponta é importante (diferente da tarifa convencional)
• Na Tarifa Azul o parâmetro principal na formação do preço da ponta é o preço alto da capacidade
(demanda ou kW)
• Na Tarifa Verde (apenas para A3a, A4 e sua variante AS) o parâmetro principal na formação do preço
da ponta é o preço alto do consumo (kWh) durante o horário da Ponta. Favorece os consumidores
neste nível de tensão com uma demanda máxima alta, porém transitória (fator de carga baixa) na
Ponta. Já foi utilizado como uma tarifa de backup na prática por alguns autoprodutores..
Todos os casos apresentados são da Light, baseado nos valores constando na Resolução 428 de 06/11/
2000 (Anexo II).
A escala (tensão) do consumo
A escala do consumo é sem dúvida o fator mais importante diferenciando os preços pagos pelos
consumidores. Os custos são bem mais baixos para os consumidores maiores, independente do perfíl do
consumo.
A Tabela 2 compara os preços médios para as diferentes tensões, todos com os mesmos parâmetros de
perfíl de carga.
Tabela 2 : Impacto sobre o preço médio do aumento da tensão
Fator de Carga Total e na Ponta
85%
75%
60%
A1 (230 kV e mais)
100%
100%
100%
A2 (88 a 138 kV)
110%
110%
110%
A3 (69 kV)
129%
130%
132%
A3a (30 a 44 kV)
155%
157%
159%
A4 (2,3 a 25 kV)
161%
162%
165%
Demanda máxima e fator de carga igual na Ponta e Fora da Ponta.
Fonte: 2001Sensitivity
45%
100%
110%
134%
162%
168%
Assim, com um fator de carga de, digamos, 60%, o preço médio sobe 65% na A4 em relação à A1.
Evidentemente, um FC de 60% é baixo para consumidores em A1 (e muitas vezes alto para os de A4).
Mas se tiverem o mesmo perfíl de carga, o consumidor menor ainda pagaria 65% a mais, neste caso.
Nas tensões A3/A4 há um efeito mais acentuado com fatores de carga mais baixos.
10
Fator de carga total
A Tabela 3 mostra o impacto sobre o preço médio do aumento do fator de carga total. Os parâmetros do
perfíl da carga são os mesmos da Tabela 2.
Tabela 3 : Impacto do aumento do fator de carga sobre o preço
Fator de Carga Total e na Ponta
A1 (230 kV e mais)
A2 (88 a 138 kV)
A3 (69 kV)
A3a (30 a 44 kV)
A4 (2,3 a 25 kV)
Fonte: 2001Sensitivity.
85%
100%
100%
100%
100%
100%
75%
104%
104%
105%
105%
105%
60%
114%
114%
116%
117%
117%
45%
129%
129%
135%
135%
135%
O efeito do fator de carga total é menor que o efeito da escala, porém substancial. É um pouco mais
acentuada para as tensoões A3 e A4. A tendência entre os consumidores em tensões menores é ter
fatores de carga mais baixos também. Portanto, os efeitos frequentemente são multiplicativos para esta
classe.
Preço na ponta e o efeito do perfil da carga
Nas tarifas horosazonais, a energia é relativamente cara durante a Ponta. A Tabela 4 compara os preços
na Ponta com a média fora da Ponta, com base na Tarifa Azul. As condições são as mesmas das tabelas
anteriores.
Tabela 4 - Preços na Ponta e Fora da Ponta
A1 (230 kV e mais)
A2 (88 a 138 kV)
A3 (69 kV)
A3a (30 a 44 kV)
A4 (2,3 a 25 kV)
A1 (230 kV e mais)
A2 (88 a 138 kV)
A3 (69 kV)
A3a (30 a 44 kV)
A4 (2,3 a 25 kV)
Fonte: 2001Sensitivity
85%
259,5
280,0
360,7
455,3
471,9
85%
44,4
49,5
55,0
64,2
66,5
Fator de Carga
Ponta
75%
60%
286,4
343,6
309,0
370,5
399,4
481,8
500,6
597,1
519,0
618,9
Fora de Ponta
75%
60%
45,0
46,1
50,1
51,4
56,0
58,1
65,6
68,6
68,0
71,1
45%
438,8
473,0
619,2
757,8
785,6
85%
5,84
5,66
6,55
7,09
7,09
Razão Preço na Ponta /
For a de Ponta
75%
60%
6,37
7,46
6,17
7,21
7,13
8,29
7,63
8,70
7,63
8,70
45%
9,15
8,82
10,04
10,29
10,30
45%
47,9
53,6
61,7
73,7
76,3
Os valores na tabela são ilustrativos das grandes diferenças entre o preço efetivo da enegia na Ponta e fora
da Ponta. A diferença é maior nas tensões mais baixas (A3a-A4) e aumenta com a redução do fator de
carga. Na tensão A4 muitos consumidores têm fatores de carga baixos e portanto enfrentam uma diferença
de ~10 vezes no preço Ponta e Fora de Ponta.
Na Tarifa Azul o custo da demanda é o fator predominante no alto custo da Ponta. Como mostra a tabela,
o preço por MWh na Ponta sobe substancialmente com a redução do fator de carga. Portanto o incentivo
11
principal é reduzir a demanda máxima.
interessante.
Simplesmente reduzir o consumo de energia é muito menos
A tabela 5 ilustra o peso do fator demanda no preço médio por MWh nos casos utilizados nas tabelas
acima. Nas tensões A3/A4 consumidores muitas vezes terão fatores de carga mais baixos e em
consequência custos de demanda equivalente a metade.
Tabela 5 : Peso da Tarifa de Demanda no Preço Médio Total
Fator de Carga Total e na Ponta
A1 (230 kV e mais)
A2 (88 a 138 kV)
A3 (69 kV)
A3a (30 a 44 kV)
A4 (2,3 a 25 kV)
Fonte: 2001Sensitivity / %Demand;
85%
33,2%
33,0%
39,0%
39,7%
39,7%
75%
36,0%
35,9%
42,0%
42,8%
42,7%
60%
41,3%
41,1%
47,6%
48,3%
48,3%
45%
48,4%
48,2%
54,7%
55,4%
55,4%
O custo médio da energia é portanto sensível ao perfil de carga. A Tabela 6 ilustra o efeito de modular a
carga. Neste caso, supõe-se uma redução de 20% na Ponta e a manutenção do FC. É um exemplo de
deslocamento de carga, sem nenhuma reação no consumo total de energia.
Tabela 6 : Impacto da Redução da Demanda Máxima na Ponta no Preço Médio
Caso
Demanda Máxima Ponta/Fora de Ponta
Fator de Carga Total e na Ponta
Azul
A1 (230 kV e mais)
A2 (88 a 138 kV)
A3 (69 kV)
A3a (30 a 44 kV)
A4 (2,3 a 25 kV)
Fonte: 2001Sensitivity.
R$/MWh
A
1,00
60%
R$/MWh
B
0,80
60%
71,5
78,7
94,4
113,8
117,9
66,3
73,1
86,9
104,5
108,3
Redução do Preço Médio com a
Redução da Demanda Máxima (A⇒
⇒ B)
7,2%
7,1%
7,9%
8,1%
8,2%
A Tarifa Verde abre a possibilidade de reduzir o preço médio em relação à Tarifa Azul quando tiver.um fator
de carga menor na Ponta, como ilustrada na Tabela 7.
Tabela 7 : Comparação da Tarifa Azul e Verde na Tensão A4
Preço Médio R$/MWh
Fator de Carga Total
60%
60%
FC na Ponta
60%
45%
Azul
117,9
116,6
Verde
124,5
113,4
Caso : Demanda máxima (kW) na Ponta = Fora da Ponta.
Acreditamos que a estrutura tarifária vigente introduz distorções sérias na sinalização realista dos custos do
fornecimento da energia. Há um enfoque exagerado sobre energia na ponta e a demanda de modo geral.
Com o efeito catalisador da crise de energia elétrica, está se espalhando a geração distribuída na ponta –
que já era econômicamente viável para muitos consumidores.
A proliferação de geradores a diesel representa um tremendo desperdício de recursos, que muitas vezes
substitui soluções mais racionais. Ganha-se todos os lucros na redução da ponta. Além deste custo à
sociedade, começa representar uma ameaça ao equilíbrio financeiro da concessionária no serviço prestado
a muitos consumidores – antes lucrativos. As pressões da crise abrem a possibilidade de uma reestruturação básica das tarifas elétricas – algo que não acontece desde 1985.
12
A Evolução das Tarifas de Fornecimento
A perspectiva histórica oferece, no ambiente econômicamente e politicamente instável do Brasil, a
calibração do significado dos valores nominais publicados para as concessionárias nas numerosas
Resoluções da ANEEL e da conjuntura resumida na tabela Tarifas Vigentes. Por exemplo, há defasagens
no ajuste das tarifas, que podem ter impactos importantes na comparação entre concessionárias numa
determinada data.
Apresenta-se a seguir informações sobre a evolução dos preços a partir de duas perspectivas. Primeiro,
acompanhamos a evolução recente das tarifas das concessionárias, utilizando alguns indicadores. Depois,
resumimos informações sobre os preços médios, com horizontes históricos mais longos.
Evolução recente das tarifas das concessionárias
Acompanha-se os preços nominais por concessionária desde o início de 2000 no Anexo C. Num ambiente
macro-econômico instável, os preços nominais precisam ser corrigidos para muitas análises. Dois tipos de
índice de correção são importantes: a inflação interna e relações cambiais.
Nos Anexos D, “Preços Mensais Corrigidos 2000” e E,“Preços Mensais Corrigidos 2001”, 12 indicadores
são acompanhados mensalmente desde o início de 2000, destacando quatro: A2, A4, Residencial e
Residencial baixa renda (31-100 kWh/m). O índice de inflação escolhido foi o IPC-Brasil (ou IPC-DI) da
Fundação Getúlio Vargas (ver a discussão abaixo no item “Índices de inflação interna”). O índice cambial é
o US$. No Anexo F encontra-se o “Resumo dos Preços Corrigidos 2000-01”, que sintetiza a evolução dos
preços neste período.
Devido à falta de qualquer mudança na estrutura da tarifa neste período, é possível acompanhar a evolução
das tarifas com apenas um indicador.
Foi escolhida a tarifa horosazonal Azul categoria A4.
Evidentemente, um indicador é uma simplificação. O fator de carga e a demanda, por exemplo, são
constantes.
A Tabela 8 mostra as valores médios do indicador A4 nos anos 2000 e 2001 (até o fim de agosto) para as
21 concessionárias na amostra. Acompanha a evolução dos valores em US$ e com os valores corrigidos
pelo IPC-Brasil. Para um número menor de concessionárias o horizonte histórico foi estendido até 1998 na
3
Tabela 9.
As tabelas mostram que há diferenças entre as concessionárias tanto em relação ao nível tarifário como em
sua evolução no tempo.
Em relação ao nível relativo dos preços das concessionárias, as diferenças não são muito grandes. Por
exemplo, são bem menores que a variação entre concessionárias nos EUA. Um dos principais fatores de
variação é regional. Espera-se no futuro uma diferenciação crescente entre os níveis tarifários das
concessionárias.
Há diferenças importantes entre as concessionárias em relação à evolução dos preços no tempo. Entre
1998 e 2001 (até agosto), os preços corrigidos pela inflação aumentaram de um mínimo de 3% e um
máximo de 27% na amostra da Tabela 9.
Enquanto os preços corrigidos pela inflação interna aumentaram, os preços traduzidos em US$ correntes
caíram dramaticamente – entre 21% e 36% na amostra da Tabela 9. Esta defasagem entre preços internos
e em dólar é uma dos grandes problemas enfrentando a política tarifária.
A amostra ainda está pequena. O website da ANEEL não permite o "download" dos anexos quantitativos das Resoluções do ano
1997.
3
13
Tabela 8 – Preços Corrigidos – A4 : 2000- 2001
Concessionária
Sudeste
Light
Metropolitana
CERJ
CEMIG
Bandeirantes
Elektro
CPFL
Sul
COPEL
CELESC
AES-Sul
CEEE
RGE
Centro Oeste
CEB
CEMAT
Nordeste
CELPE
COELBA
CELB
SAELPA
COELCE
Norte
Celtins
CELPA
Light
CEMIG
CPFL
CEEE
COELBA
CELPE
Light
CEMIG
CPFL
CEEE
COELBA
CELPE
Correção Cambial – US$
US$/MWh
2000
2001
Variação
até agosto
Correção Inflação – IPC-DI
R$1998 /MWh
2000
2001
Variação
até agosto
65,6
67,2
60,0
65,1
67,6
67,2
64,4
61,6
60,9
61,3
60,5
61,4
60,6
59,3
-6,2%
-9,4%
2,2%
-7,0%
-9,2%
-9,9%
-7,9%
106,6
109,1
97,5
105,6
109,8
109,1
104,5
114,9
114,1
114,4
113,4
114,5
113,1
111,2
7,8%
4,5%
17,4%
7,4%
4,3%
3,7%
6,4%
58,9
55,4
68,0
63,5
68,3
54,8
52,5
64,4
59,5
63,7
-7,0%
-5,2%
-5,3%
-6,3%
-6,6%
95,5
90,0
110,3
103,2
110,8
102,6
98,1
120,8
111,0
119,5
7,4%
9,1%
9,5%
7,6%
7,9%
60,2
73,6
55,8
67,9
-7,4%
-7,7%
97,8
119,4
104,2
127,3
6,5%
6,6%
54,1
62,6
52,6
56,8
61,1
49,4
57,5
49,2
51,0
56,2
-8,9%
-8,1%
-6,5%
-10,2%
-8,0%
87,8
101,6
85,4
92,2
99,1
92,4
107,8
92,0
95,3
105,2
5,2%
6,1%
7,7%
3,4%
6,2%
65,0
64,5
59,8
60,2
-7,9%
-6,7%
105,5
104,8
111,9
112,5
6,1%
7,4%
Tabela 9 : Preços Corrigidos – A4 – 1998-2001
Preço em US$/MWh
1998
1999
2000
2001
Variação 1998-2001
77,8
……
65,6
61,6
-20,8%
77,0
……
65,1
60,5
-21,4%
79,0
……
64,4
59,3
-24,9%
84,2
……
63,5
59,5
-29,3%
85,2
……
62,6
57,5
-32,5%
77,7
……
54,1
49,4
-36,4%
Preço em R$1998 /MWh Constantes (IPC-DI)
1998
1999
2000
2001
Variação 1998-2001
90,2
……
106,6
114,9
27,4%
89,4
……
105,6
113,4
26,8%
91,7
……
104,5
111,2
21,3%
97,7
……
103,2
111,0
13,6%
98,8
……
101,6
107,8
9,1%
90,1
……
87,8
92,4
2,6%
14
Acompanhamento dos ajustes tarifários
Em princípio, os ajustes de tarifa seriam feitos anualmente. Em 1997, foram publicadas resoluções de
4
ajuste para quase todas as concessionárias na amostra. Depois, algumas concessionárias não receberam
ajustes normais durante 1, 2 ou 3 anos. Há uma grande diferença entre as concessionárias em relação ao
número de Resoluções e seus Anexos desde 1997.
O processso da concessão de ajustes complicou-se a partir de 1999, quando houve o “Reposicionamento
Tarifário” em junho, consequência da desvalorização do Real no início daquele ano. Ajustou-se todas as
tarifas na amostra. Em 2000 surgiram as categorias de “revisão” e “redução” aplicadas em diversas
conscessionárias.
• “Revisões” foram ocasionados por um ajuste do Confins, no valor de 1% concedido em maio e
junho de 1999 para diversas concessionárias.
• “Reduções” de diversos pequenos valores foram impostas em muitas concessionárias em
junho de 1999.
Muitas das “Reduções” foram aplicadas em concessionárias que também tiveram “Revisões” positivas.
5
Nesses casos, a ANEEL juntou as duas medidas numa única Resolução.
Ao mesmo tempo que proliferaram Resoluções com ajustes excepcionais, houve um grande aumento no
uso de anexos nas Resoluções da ANEEL. No período 1997/98, a norma foi uma Resolução sem Anexo.
Já em 2000 os Anexos são normais.
Aparece também um novo tipo de Anexo, com ajustes para baixo no final do prazo da Resolução que
servem de base para o cálculo porcentual da próxima Resolução. As reduções são minúsculas,
tipicamente entre 0,17 –0,24%. Este tipo de Anexo não é universal, porém é comun.
Os micro-ajustes (geralmente negativos) apenas aumentam um pouquinho o valor porcentual publicado no
próximo ajuste tarifário. Não têm impacto direto sobre o preço pago pelo consumidor. Este tipo de Anexo
“bizantino” é um exemplo da complexidade envolvida no acompanhamento das tarifas elétricas desde 1999.
Seu acompanhamento sistemático pode dar alguma luz adicional sobre a dinâmica das negociações
tarifárias entre as concessionárias e a ANEEL.
Infelizmente, nenhum dos anexos quantitativos das resoluções podem ser acessados no registro de ajustes da ANEEL.
As “Notas” juntas às Resoluções na base de dados da ANEEL não são muito claras. Apenas reproduzem releases para a
imprensa na época, sem referência à “hibridização” que ocorreu.
4
5
15
Evolução geral dos preços da energia elétrica
A análise das tarifas por concessionária deve ser complementada por uma abordagem mais geral da
evolução dos preços da energia elétrica.
Uma fonte é a série publicada pela ANEEL que mostra valores médios anuais por região e setores de
consumo desde 1995. As grandes categorias na série da ANEEL misturam diversas tarifas. Na categoria
residencial, por exemplo, há o segmento padrão e os segmentos de baixa renda. No industrial estão
incluídas diversas tensões e perfis de carga do consumo elétrico.
No entanto esta série de informações permite um acompanhamento geral dos preços e das diferenças
regionais. A Tabela 10 mostra a evolução dos preços corrigidos no Brasil nos setores residencial, comercial
e industrial. A Tabela 11 compara os preços corrigidos pela inflação nas cinco regiões em 1995, 1998 e
2000.
As tabelas mostram que houve um aumento significativo no preço médio da energia entre 1995 e 1997.
Quase todo o aumento foi concentrado no setor residencial (Tabela 10B). O nível tarifário ficou estável em
1998, aumentando um pouco em termos de inflação interna e caindo um pouco em termos de US$.
Em 1999 o nível tarifário caiu drasticamente em termos de US$ (29%), enquanto aumentou-se o nivel 6%
em termos de inflação interna. Em 2000 recuperou-se um pouco em termos cambiais, porém o
enfraquecimento do Real em 2001 trouxe uma nova queda – apenas parcialmente registrada na série da
ANEEL (disponível até maio). Desde 1998 os três setores de consumo tiveram mudanças parecidas no
nível tarifário – refletindo a já observada falta de mudanças na estrutura tarifária desde aquele ano.
Abra-se um horizonte maior na Figura 1, que mostra a evolução da média anual dos preços corrigidos pela
inflação entre 1970 e 2000. A partir de 1976, houve uma tendência de queda até 1993, interompida por
alguns aumentos temporários. Em abril daquele ano, o nível histórico mais baixo foi alcançado. Houve
uma forte recuperação dos preços até o início do Plano Real em meados de 1994.
O Plano Real congelou as tarifas durante mais de um ano. Devido à inflação residual ainda substancial, o
valor corrigido caiu substancialmente neste período. Uma consequência pouco comentada desta política é
que o preço médio anual em 1995 foi ainda mais baixo que em 1993, supostamente o ano do “fundo do
poço.”
Ao mesmo tempo, o mesmo preço médio valia US$ 65 naquele ano. Este valor tinha um significado
especial naquela época. Desde 1993 circulavam estimativas que US$ 65 representava um razoável ponto
de equilíbrio financeiro. Portanto, o nível tarifário muito baixo em termos dos preços internos não teve
repercussões negativas maiores na época. Contribuiu também a dificuldade de enxergar o impacto dos
6
índices de inflação interna sobre a tarifa média.
A Figura 2 mostra a evolução mensal dos preços médios entre 1986 e 1995. Ilustra-se com mais detalhe a
narrativa acima. Ilustra-se também as grandes oscilações de preços que os consumidores enfrentaram
nestes dez anos. Parece mais o gráfico de uma Bolsa de Valores. Evidentemente, oscilações deste
tamanho dificultavam enormemente investimentos pelos consumidores em medidas de racionalização
energética.
No final de 1995, iniciou-se o aumento sistemático dos preços da eletricidade em relação à inflação já
retratado nas Tabelas 10 e 11. No entanto, pela perspectiva histórica maior da Figura 1, o patamar
alcançado ficou mais ou menos no mesmo nível do início dos anos 90.
Com a introdução do Plano Real em 1994, houve uma ruptura nas séries estatísticas mantidas pelo Eletrobrás sobre o preço da
energia elétrica. Alegou-se na época a importância de eliminar a “memória da inflação”. De qualquer forma, a reconstrução de
séries consistentes de preços corrigidas pela inflação antes e depois do início do Plano Real foi muito dificultada.
6
Tabela 10A – Evolução dos Preços Médios 1995-2001 : Setor Residencial, Industrial e Comercial
Preços Corrigidos pela Inflação – IPC-Brasil (FGV) e pelo US$ (corrente)
Setor
Residencial
Industrial
Comercial
Total
* Apenas até maio de 2001
Correção
US$/MWh
R$1998 /MWh
US$/MWh
R$1998 /MWh
US$/MWh
R$1998 /MWh
US$/MWh
R$1998 /MWh
1995
83,1
101,1
47,5
57,8
93,1
113,3
64,9
79,0
1996
106,1
119,6
50,2
56,6
99,1
111,7
74,1
83,5
1997
111,1
124,7
50,7
56,8
100,2
112,4
76,2
85,5
1998
108,7
126,2
48,7
56,5
96,2
111,6
74,6
86,6
1999
76,7
132,7
34,8
60,2
67,0
116,0
52,9
91,5
2000
86,8
141,0
38,8
63,0
74,7
121,3
59,3
96,3
2001 *
82,9
148,3
36,0
64,4
69,9
125,1
56,2
100,5
Tabela 10B – Evolução dos Preços Médios 1995-2001 : Relações Porcentuais
Setor
Residencial
Industrial
Comercial
Total
Residencial
Industrial
Comercial
Total
* Apenas até maio de 2001
Correção
US$/MWh
US$/MWh
US$/MWh
US$/MWh
R$1998 /MWh
R$1998 /MWh
R$1998 /MWh
R$1998 /MWh
1995
76%
98%
97%
87%
80%
102%
102%
91%
1996
98%
103%
103%
99%
95%
100%
100%
96%
1997
102%
104%
104%
102%
99%
101%
101%
99%
1998
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
1999
71%
71%
70%
71%
105%
107%
104%
106%
2000
80%
80%
78%
79%
112%
112%
109%
111%
2001 *
76%
74%
73%
75%
118%
114%
112%
116%
Tabela 11A – Comparação Regional em 1995, 1998 e 2000
Preços Corrigidos pela Inflação – IPC-Brasil (FGV)
R$1998 /MWh
Setor
Residencial
Industrial
Comercial
Ano
2000
1998
1995
2000
1998
1995
2000
1998
1995
Norte
138,1
133,7
106,4
40,9
34,9
34,6
131,0
129,5
123,8
Nordeste
131,3
124,5
89,7
50,0
45,2
55,0
111,7
108,8
111,8
Sudeste
144,5
125,2
103,7
66,6
59,3
59,1
128,4
110,6
111,6
Sul
139,2
129,4
100,2
71,6
67,3
72,7
121,5
112,1
117,6
C-Oeste
138,1
126,0
101,5
72,8
67,6
65,8
127,2
113,8
114,8
Brasil
141,0
126,2
101,1
63,0
56,5
57,8
121,3
111,6
113,3
Tabela 11B – Comparação Regional: Relações Porcentuis de 1998 e 2000 com 1995
Setor
Residencial
Industrial
Comercial
Ano
2000
1998
2000
1998
2000
1998
Norte
130%
126%
118%
101%
106%
105%
Nordeste
146%
139%
91%
82%
100%
97%
17
Sudeste
139%
121%
113%
100%
115%
99%
Sul
139%
129%
98%
93%
103%
95%
C-Oeste
136%
124%
111%
103%
111%
99%
Brasil
139%
125%
109%
98%
107%
98%
Figura 1 – Evolução do Preço Médio Anual da Eletricidade
R$ Corrigido
US$
180
90
170
85
160
80
75
140
130
70
120
65
110
60
100
55
US$ Corrente/ MWh
R$ de 1998/ MWh
150
90
50
80
45
70
60
40
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
Figura 2 - Preço Médio Mensal da Eletricidade, 1986-1995
75
130
70
120
65
110
60
100
55
90
50
80
45
70
Mês/Ano
18
95
jan-
94
jan-
93
jan-
92
jan-
jan-
jan-
jan-
jan-
jan-
91
30
90
40
89
35
88
50
87
40
86
60
US$ Corrente/ MWh
US$
140
jan-
R$ de 1998/ MWh
R$Corrigido
Índices de inflação interna
Como consequência de décadas de inflação alta, há uma grande número de índices de inflação no Brasil.
A Gazeta Mercantil, por exemplo, publica 16 índices recolhidos de quatro fontes.
Para o acompanhamento dos preços desde 1995 utilizamos um índice de preços ao consumidor – o IPC
Brasil (ou DI) da Fundação Getúlio Vargas.
Para a análise histórica de horizonte mais longo, utilizamos um índice geral de preços – o IGP-DI da FGV.
Nos contratos de concessão de energia elétrica, o índice utilizado é o IGP-M da FGV. Na Tabela 12
comparamos os três índices mais o IPCA do IBGE, utilizado pelo Banco Central.
Tabela 12 - Evolução de Quatro Índices de Inflação : 1995-2001
Índice
Fonte
IPC-DI
IPCA
IGP-M
IGP-DI
FGV
IBGE
FGV
FGV
1995 médio
até 1998 médio
32,6%
27,7%
17,6%
24,5%
1998 médio
até 08/2001
19,0%
18,4%
36,7%
37,1%
1995 médio
até 08/2001
57,7%
51,2%
60,8%
70,8%
A tabela mostra diferenças significativas no comportamento dos índices. Os índices de preço ao
consumidor (IPC-DI e IPCA) aumentaram mais que os índices gerais (IGP-M e IGP-DI) até 1998, enquanto
o inverso aconteceu depois.
Para os fins de cálculo do ajuste tarifário, o IGP-M está aumentando mais rapidamente que os índices ao
consumidor, especialmente o IPCA. Este efeito estatístico é mais uma dificuldade no equacionamento
tarifário. Geralmente, na mídia e na política, pesam mais os índices de preços ao consumidor. O aumento
das tarifas em relação à inflação ocorrido até agora já está amplamente noticiado.
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ANEXOS
Arquivo: Preco_El_Anexos.xls
Anexo A: Resoluções sobre Tarifas por Concessionária
Anexo B: Tarifas Vigentes – Agosto de 2001
Inclui Ajustes publicados até 31 de agosto, 2001
Anexo C: Preços Nominais e Estrutura Tarifária: 2000-2001
Anexo D: Preços Mensais Corrigidos : 2000
D-1: Quatro Indicadores de Preços
D-2: Doze Indicadores de Preço por Concessionária
Anexo E: Preços Mensais Corrigidos : 2001
E-1: Quatro Indicadores de Preços
E-2: Doze Indicadores de Preço por Concessionária
Anexo F: Resumo dos Preços Corrigidos : 2000-01
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