Modelo Mercantil do Setor
Elétrico Brasileiro:
A incrível desventura de um
monopólio natural
Roberto Pereira d’Araujo
RCM Consultoria e Projetos
Como se sabe, Deus é
brasileiro...
119.000 km3
44.800 km3
458.000 km3
74.200 km3
502.800 km3
42.600 km3
2.200 km3
Fluxo Anual Médio do Planeta
Fonte: World Water Resources at Beginning of 21 century – IHP UNESCO
Os “Dez Mais” dos recursos hídricos
Country
Internal
Resources
Total
External
Resources
Total
Resources
Brazil
Russian Federation
Canada
Indonésia
China Continental
USA
Peru
India
Congo
Venezuela
Top 10
World
km 3 /year
5.418,0
4.312,7
2.850,0
2.838,0
2.812,4
2.000,0
1.616,0
1.260,5
900,0
722,5
24.730,1
43.764,0
km 3 /year
2.815,0
194,6
52,0
0,0
17,2
71,0
297,0
636,1
383,0
510,7
4.976,6
0,0
km 3 /year
8.233,0
4.507,3
2.902,0
2.838,0
2.829,6
2.071,0
1.913,0
1.896,6
1.283,0
1.233,2
29.706,7
43.764,0
Fonte: FOOD AND AGRICULTURE ORGANIZATION OF THE UNITED NATIONS - Review of World Water Resources by Country, Rome,
2003 - Internal renewable water resources is that part of the water resources (surface water and groundwater) generated from
endogenous precipitation. External water resources as the part of a country’s renewable water resources that enter from upstream
countries through rivers (external surface water) or aquifers (external groundwater resources).
18%
Principais produtores de energia hidroelétrica
França
2%
Venezuela
3%
Índia
3%
Japão
4%
Noruega
4%
Rússia
6%
Estados Unidos
9%
Outros
34%
Canadá
12%
Brasil
11%
China
12%
País
TWh
% do
total
Canadá
344
12,0%
China
334
11,7%
Brasil
326
11,4%
Estados Unidos
269
9,4%
Rússia
180
6,3%
Noruega
111
3,9%
Japão
102
3,6%
Índia
86
3,0%
Venezuela
72
2,5%
França
67
2,3%
1890
65,9 %
Total dos 10 países
Principais hidro-geradores.
Fonte: : WEC Member Committees, 2000/2001; Hydropower & Dams World Atlas 2001, supplement to The
International Journal on Hydropower & Dams, Aqua~Media International; Energy Statistics Yearbook 1997,
United Nations; national and international
Fontes produtoras de energia elétrica no mundo (2005)
Gás Natural; 19,70%
Hidroelétrica;
16,00%
Nuclear; 15,20%
Carvão; 40,30%
Óleo ; 6,60%
Outras fontes;
2,20%
Fonte: Electricity in World in 2005 - International Energy Agency Statiscs http://www.iea.org/Textbase/stats/
Relação entre a energia produzida e a consumida no
período de vida útil das opções energéticas
Solar Fotovoltaica
Precisam de Backup
Eólica
Biomassa resíduo
Biomassa
Gás ciclo combinado
Nuclear
Carvão - SO2
Carvão
Hidro fio d'água
Hidro com reservatório
0
20
40
60
80
100
120
En. Produzida/En. Consumida
Fonte: Hydropower and the Environment:Present Context and Guidelines for Future Action IHA May 2000
...mas o diabo também é
brasileiro!
Tarifa Industrial e corrigida pela inflação
Exclusive impostos.
250
200
R$/MWh
150
100
50
0
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Tarifa Industrial
Tarifa corrigida pelo IPCA
Tarifa Residencial e corrigida pela inflação
Exclusive impostos.
350
300
R$/MWh
250
200
150
100
50
0
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Tarifa Residencial
Tarifa corrigida pelo IPCA
Fonte de dados sobre tarifas dos países da OCDE: www:iea.org
Pode ser obtido em formato pdf
11
Tarifas incluindo
impostos praticados
12
Fonte de dados sobre a tarifa brasileira ANEEL (inclui apenas encargos)
1 US$ = 2,0 R$
13
Africa do Sul
França
China
Noruega
Nova Zelandia
Estados Unidos
Canada
Australia
Coreia
Grécia
Finlandia
Polonia
Dinamarca
Alemanha
Eslovaquia
Suiça
Espanha
Tchecoslovaquia
Reino Unido
México
Brasil sem Impostos
Austria
Hungria
Irlanda
Portugal
Turkia
Japão
Brasil c/ Impostos
Italia
Tarifa Industrial US$ 1
= R$ 2
US$/kWh
0,18
0,16
0,14
0,12
0,1
0,08
0,06
0,04
0,02
0
Dinamarca
Holanda
Brasil c/ Impostos
Italia
Alemanha
Japão
Luxemburgo
Irlanda
Portugal
Austria
Reino Unido
Espanha
Brasil sem Impostos
França
Nova Zelandia
Eslovaquia
Suiça
Hungria
Polonia
Finlandia
Turkia
Tchecoslovaquia
Grécia
México
Australia
Estados Unidos
Coreia
Noruega
Canada
China
Africa do Sul
Tarifa Residencial US$ 1
= R$ 2
US$/kWh
0,35
0,3
0,25
0,2
0,15
0,1
0,05
0
Inquietantes Conclusões (com o US$ 1 = R$ 2,00):
O Brasil, sem os impostos, tem tarifa industrial mais cara que a
Espanha com impostos!
O Brasil, sem os impostos, tem tarifa residencial mais cara que
a Suíça com impostos.
Sem impostos e sem os encargos (~10%) o Brasil tem tarifa
residencial 67% mais cara do que o Canadá, país com matriz
energética semelhante.
Seria culpa do câmbio?
Para que a tarifa residencial brasileira se equiparasse a do
Canadá, a taxa de câmbio deveria ser US$ 1 = R$ 4,30
16
Também...pudera!
Descontratação iniciada em 2003 + Self Dealing
Trocando hidráulicas baratas por térmicas caras.
Distribuidora
R$/MWh
descontratado
Empresa
descontratada
Eletropaulo
78,30
CESP
Light
76,03
FURNAS
Coelba
54,33
CHESF
CPFL
63,05
CESP
COSERN
53,01
CHESF
135,27 Termo GCS (+ 155%)
COELCE
54,70
CHESF
153,98 Termo Fortaleza (+ 181%)
R$/MWh Empresa contratada (mesmo
contratado grupo)
109,94 AES Tietê ( + 40%)
133,19 Norte Fluminense (+ 75%)
146,90 Termo Pernambuco (+ 170%)
113,54 CPFL Geração (+ 80%)
Algumas conseqüências da descontratação e do self-dealing.
Fonte: Malogro no Setor Elétrico – C. A. Kirchner – edições SEESP
-5
mai/04
jan/04
set/03
mai/03
jan/03
set/02
mai/02
jan/02
set/01
mai/01
jan/01
set/00
mai/00
jan/00
set/99
mai/99
jan/99
set/98
mai/98
jan/98
set/97
mai/97
jan/97
set/96
mai/96
jan/96
Diferencial do IGPM e IPCA acumulado pós 96
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
SEPARAÇÃO DAS FUNÇÕES GERAÇÃO e TRANSMISSÃO
Evolução da Receita Permitida e Extensão da Rede Básica
5.500.000
80.000
5.000.000
75.000
4.500.000
4.000.000
70.000
3.500.000
65.000
3.000.000
2.500.000
60.000
2.000.000
55.000
1.500.000
1.000.000
50.000
1999-2000
2000-2001
km
Fonte: ONS e ANEEL
2001-2002
2002-2003
Receita Annual Permitida
2003-2004
Ainda virá: Energia de reserva
ECE
EAE
PROINFA
CDE
2004
Linha do Tempo
2003
2002
2001
2000
1999
1998
Reforma
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
1985
1984
1983
1982
1981
1980
1979
1978
1977
1976
1975
1974
1973
1972
1971
1970
1969
1968
1967
1966
1965
1964
1963
1962
1961
1960
1959
1958
1957
Fonte: Dr. Paulo Ludmer -ABRACE
TAXA MAE
ESS
P&D
TAXA ONS
TFSE
COFURH
T. ITAIPU
CCC
RGR
A proliferação dos encargos
Encargos do setor elétrico
ENCARGOS
G
T
D
C
TFSEE – Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica
X
X
X
-
COFURH - Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos
X
-
X
-
P&D - Pesquisa e Desenvolvimento
X
X
X
-
CCC – Conta de Consumo de Combustíveis
-
-
-
X
CDE – Conta de Desenvolvimento Energético
-
-
-
X
ECE - Encargo de Capacidade Emergencial
-
-
-
X
TITAIPU - Transporte de ITAIPU
X
-
X
-
ESS – Encargo de Serviço do Sistema
X
-
X
X
PROINFA – Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia
-
-
-
X
EAE – Encargo de Aquisição de Energia
-
-
-
X
RGR – Reserva Global de Reversão
X
X
X
-
Taxa MAE – Taxa de Corretagem do MAE
X
-
X
X
Taxa ONS – Taxa de Administração do ONS
X
-
X
X
Perdas Comerciais
-
-
-
X
Fonte: ABRACE
Mais agentes e dispersão de funções.
1- Conselho Nacional de Política Energética – CNPE
formulação da política energética em articulação com as demais políticas públicas
2 -Ministério de Minas e Energia - MME
implementação da política energética, formulação de políticas para o setor elétrico.
3 -Empresa de Pesquisa Energética – EPE
execução dos estudos de planejamento energético
4 –Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE
monitoramento das condições de atendimento (5 anos)
(coordenação do MME, com participação da EPE e de outras instituições)
5 -Operador Nacional do Sistema – ONS
estabelece a operação otimizada do sistema, fiscaliza o seu cumprimento
6 -Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
comercialização em Pool para o mercado cativo e registra outras formas livres
7 -Agência Nacional de Energia Elétrica
reguladora do setor
Tal e qual a experiência inglesa :
“Na Inglaterra, o custo adicional de simplesmente desenvolver e efetivar
o novo mercado por atacado de energia nos primeiros anos atingiu 726
milhões de libras (aproximadamente US$ 1,4 bilhões) ......
“A indústria elétrica, por sua vez, despendeu bem mais, uma vez que as
empresas tiveram que instalar sistemas computacionais complexos e
terminais de negociação somente para participar do mercado.”
“Assim, longe de simplificar a tarifação de energia elétrica e eliminar
regulamentação, mais regras e regulamentações, antes inexistentes,
foram criadas e implementadas desde que se iniciou o processo de
reestruturação da industria de energia elétrica, e, mais ainda, estão
sendo diariamente modificadas.”
Theo MacGregor - Electricity Restructuring in Britain: Not a Model to Follow - Spectrum - IEEE May 2001
O modelo mercantil e o
modo de produção de
energia no Brasil.
Característica Geográfica dos Rios Brasileiros
1.
Rios de Planalto.
2.
Grande volume de água.
3.
•
•
•
•
Percorrem grandes extensões no território.
Rio Paraná – 3942 km
Rio São Francisco – 2800 km
Rio Grande – 1315 km
Rio Tocantins – 2700 km
4.
Apresentam diversidade hidrológica.
Dimensões Continentais
The Brazilian Interconnected System compared do Europe Map
Qual o serviço que se comercializa?
Energia Elétrica disponível na quantidade desejada
e na hora do consumo.
Imprescindível um Critério de Segurança.
O que se vende é o kWh garantido!
O que aconteceria se o sistema brasileiro
fosse desenvolvido sob conceitos
puramente privados?
Sistema Brasileiro – Indução natural ao monopólio
MW firmes ou garantidos ou assegurados
1
100 MW
Afluência em 1
Sistema Brasileiro - Lógica Monopolística
2
100 MW
1
100 MW
Afluência em 1
+10 MW
A quem pertence?
Sistema Brasileiro - Lógica Monopolística
Afluência em 2
3
2
100 MW
+10 MW
1
110 MW
+20 MW
A quem pertence?
Afluência em 1
Sistema Brasileiro - Lógica Monopolística
3
B
A
Afluência em B
Afluência em A
2
1
5
4
230 MW
Energia em A+B
210 MW
230
+ 210
480
A quem pertence?
Sistema Brasileiro - Lógica Monopolística
3
AB
2
1
5
230 MW
4
210 MW
Mais “chuva” é transformada em energia
400
500
A QUEM PERTENCE?
...mas, apesar de uma
individualização variável,
indeterminada e, portanto,
subjetiva...
... “descobriu-se” um “jeitinho” de separar o inseparável.
Certificado
de Energia
Método tradicional da operação “entrou de
gaiato”....
Toda a modelagem depende de uma variável
aleatória altamente instável.
O custo marginal de operação, ou valor da água, é um
indicador estratégico do “estoquista” baseado em expectativas
de futuro e dependente de parâmetros subjetivos.
Custo
Presente
Custo
Futuro
cmo
Valor da Água =
Custo marginal de
Operação
Decisão de Armazenamento
O CMO se eleva em função da avaliação do futuro
Custo
Futuro
Custo
Presente
cmo
Valor da Água =
Custo marginal de
Operação
Decisão de Armazenamento
O CMO se eleva em função da avaliação do futuro
 Aumento Mercado.
 Atraso de Obras.
 Hidrologia
Desfavorável.
Custo
Presente
Valor da Água =
Custo marginal de
Operação
Decisão de Armazenamento
... Só que isso depende de parâmetros “subjetivos”
 Taxa de desconto do
futuro.
 Custo do déficit
Custo
Presente
 Redução de risco
Valor da Água =
Custo marginal de
Operação
Decisão de Armazenamento
Custo do Déficit mercantil ≠ Custo do déficit da operação
R$/MWh
5000
CD do planejamento
que define as
quantidades
comerciais
4000
3000
CD da Operação
2000
Dá no mesmo?
1000
Pode-se mostrar que NÃO!
29%
27%
25%
23%
21%
19%
17%
15%
13%
11%
9%
7%
5%
3%
1%
0
Custo do Déficit mercantil ≠ Custo do déficit da operação
R$/MWh
Incerteza da
estimativa não foi
considerada.
5000
4000
3000
2000
1000
Estimado com base em dados
passados, mas, se refere ao futuro.
29%
27%
25%
23%
21%
19%
17%
15%
13%
11%
9%
7%
5%
3%
1%
0
3%
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
190
200
210
220
230
240
250
260
270
280
290
300
310
320
330
340
350
360
370
380
390
400
410
420
430
440
450
-
Baseada na série de CMO do PDE 2007-2016
1.760
1.680
1.600
1.520
1.440
1.360
1.280
1.200
1.120
1.040
960
880
800
720
640
560
480
400
320
240
160
80
-
Instabilidade evidenciada pela distribuição
20%
18%
16%
14%
12%
10%
8%
6%
4%
2%
0%
6%
5%
Valor mais provável
4%
Média
2%
1%
0%
10
5
-
320
Baseada na série de CMO do PDE 2007-2016
2.160
2.080
2.000
1.920
1.840
1.760
1.680
1.760
1.680
1.600
1.520
1.440
14%
1.360
16%
1.600
1.280
18%
1.520
1.440
1.200
1.120
1.280
1.360
1.040
960
1.200
1.120
1.040
880
800
880
960
720
640
560
800
720
640
560
480
15
480
20
400
25
400
320
240
160
80
-
Instabilidade evidenciada pela distribuição
20%
Ocorrência de
valores muito
altos
12%
10%
8%
6%
4%
2%
0%
...além de instável, e não ser preço, o cmo...
Traduz uma ótica monopolista.
É gerado para uma simulação da operação do sistema
de uma situação futura suposta em equilíbrio.
Depende de parâmetros altamente subjetivos tais
como “custo do déficit” e “taxa de desconto do futuro”.
Qualquer alteração das hipóteses influi na distribuição.
Outra distribuição,.... outros resultados!
Apesar disso tudo, é o preço do mercado de curto
prazo!
Passo 1 – Calcular qual o total de energia que o
sistema pode “garantir”.
Custo Marginal ($/MWh)
Um custo marginal de expansão médio
Uma configuração futura
Operação média futura
Carga crítica = Energia
assegurada do sistema
Custo
Marginal
Médio de
Operação
Custo
Marginal de
Expansão
Carga do Sistema (TWh)
Passo 2 – Verificar compatibilidade entre 2 critérios
de garantia.
Verificar se o critério CMO médio = CME satisfaz o
critério risco < 5%
CMO depende do parâmetro Custo do Déficit, que, sob
a ótica econômica, determina a garantia.
Em princípio, nada garante que o critério de custo e de
risco máximo sejam compatíveis.
Passo 3 – Calcular qual a participação da parcela
hidráulica e térmica.
15 anos no futuro!
Hidráulicas
Térmicas
Usinas não vendem sua própria energia! Vendem um certificado!
Passo 3 – Detalhe sobre as térmicas.
Térmicas mais
caras, acionadas
quando o cmo é
alto, são
ponderadas por
valores elevados.
20%
18%
16%
14%
A energia das térmicas caras, apesar de rara, vale
muito, função da tipologia da distribuição.
12%
10%
8%
6%
4%
2%
1.760
1.680
1.600
1.520
1.440
1.360
1.280
1.200
1.120
1.040
960
880
800
720
640
560
480
400
320
240
160
80
-
0%
Passo 4 – Calcular a parcela de cada usina
hidráulica.
1. Nesse momento, toda a metodologia de otimização de custos,
usada nos passos anteriores, é substituída pelo método
“determinístico” da energia firme. Dado básico passa a ser a
geração no “período crítico”.
51
56
2. A geração em período crítico, é o fator de ponderação usado para
determinar a parcela de cada usina hidráulica. Clássicas distorções
bem conhecidas.
...mas, porque não se
comercializa a potência, que
está escrita na placa da
usina?
...mesmo quando o leilão é por “disponibilidade”...
Receita Fixa para
cobrir investimentos.
ICB =
Custo de Operação
RF + COP + CEC
GF
Índice Custo Benefício
Custo do Mercado
de Curto Prazo
Certificado de
Garantia Física
Preferiu-se um índice geral para que o “mercado” decida.
...mesmo quando o contrato é por “disponibilidade”...
ICB =
RF + COP + CEC
GF

 se CMOs,c,m CV  Gerac,m  Disp m 






Gera
Inflex
se
CMO
CV


s
,
c
,
m
m
c
,
m


COP
c ,m
 CV 
CEC
c ,m
Gera
c ,m

 Inflex  nhorasm
m


 CMOss,c,m  GF  Gerac,m  nhorasm
6%
5%
4%
3%
2%
1%
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
190
200
210
220
230
240
250
260
270
280
290
300
310
320
330
340
350
360
370
380
390
400
410
420
430
440
450
0%
-
O ICB é uma média com pouca
significância, pois depende de
uma variável aleatória com
grande dispersão.
Resumo do modelo peculiar I
1. O sistema exige que, primeiro, se “certifique” a
capacidade total. Monopólio.
2. Isso é feito através de uma simulação da operação de
uma configuração no futuro. Diversas hipóteses
assumidas.
3. No cálculo da capacidade total, há 2 critérios nem sempre
coerentes entre si: CMO = CME e risco < 5%.
4. Essa certificação depende de parâmetros altamente
subjetivos, tais como: custo do déficit de energia e taxa de
desconto do futuro.
Modelo Peculiar II
5. A função custo do déficit da operação é diferente da
assumida na comercialização. A curva em patamares afeta
a distribuição dos CMO’s, que, por sua vez, afeta o
desmembramento do certificado entre térmicas e
hidráulicas.
6. A operação real não é a mesma assumida na definição dos
certificados de energia assegurada. Instituições distintas.
7. O “preço” da energia no mercado de curto prazo não advém
de relações de oferta e procura. Na realidade, é
determinado sob uma ótica monopolista!
8. Hipótese fundamental arriscada: Operação e
Comercialização independentes.
Evolução da reserva SE-CO (~120 TWh) no tempo. Duas zonas
de perigo.
100
Vertimento = CMO zero
80
60
40
20
Déficit = CMO ∞
0
jan/96
jan/97
jan/98
jan/99
jan/00
jan/01
jan/02
jan/03
jan/04
jan/05
jan/06
jan/07
A lógica do monopólio é simples! Gestão de reserva (~180
TWh/ano) no tempo. Duas zonas de perigo.
Vertimento = CMO zero
+ CARGA
Com a atual dimensão da reserva, o
valor de qualquer outra fonte
energética é “referenciada” ao que
acontece à essa reserva.
- CARGA
Déficit = CMO ∞
Tempo
O risco inerente à definição do preço
1. Reservatórios cheios. Térmicas desligadas.
Vertimentos -> cmo = zero
Exatamente o que
aconteceu com
térmicas e com
importação da
Argentina.
2. Já não há vertimentos -> cmo já
não é zero, pois pode substituir
déficit futuro.
3. Térmicas ligadas. “Arrependimento” de preços
anteriores. Se hipóteses assumidas na
“certificação” não se verificam, usou-se reserva
indevidamente.
Informação
4. Risco para todos! Garantia
deteriorada.
De forma crescente, as regras de operação
interferem no paradigma de minimização de custos,
base da modelagem mercantil.
• Curva de aversão ao risco.
• Níveis meta.
• Curva Crítica de Operação
Novo!
Se o equilíbrio é traduzido por CMO médio =
CME, o sistema está em desequilíbrio
estrutural pois CME ~ 135 R$ /MWh
Se o equilíbrio é traduzido por CMO médio =
CME, o sistema está em desequilíbrio
estrutural pois CME ~ 135 R$ /MWh
O que significa, sem dúvida, que, a gestão do
sistema desconfia da garantia “econômica”!
Alguma semelhança?
120
cmo médio em 1998
100
US$/MWh
80
60
CME = US$ 45/MWh
40
20
0
1998
1999
2000
SE/CO
2001
SUL
NE
2002
N
Fonte: Plano decenal 1998 - Eletrobrás
2003
Custo Marginal (R$/MWh)
Situação atual
290
240
190
140
Nível que está se operando
cmo
Nível que definiu a capacidade mercantil
90
CME
50
0
Carga do Sistema (TWh)
Conseqüências
1. Não há energia assegurada para todos!
2. “Vende-se” energia secundária (sem garantia)
como se fosse assegurada.
3. Só os “certificados” já dão “direito” aos seus
detentores a aumentar o risco.
4. O mercado liquidado no “spot” é ainda mais
danoso.
...não chega a ser um présal, mas....não precisa furar
nenhum poço
Distribuição da Energia e Parcela Assegurada (*)
16
14
12
10
Energía assegurada
8
6
4
2
81.801
77.022
72.243
67.463
62.684
57.904
53.125
48.345
43.566
38.787
34.007
0
(*) Um tanto imprecisa pela consideração de um só sistema, mas conceitualmente importante. Sobre a
configuração 2005
Distribuição de Probabilidades do CMO – Configuração 2016
Carga Crítica obtida por CMO=CME e risco < 5%
6%
Moda = R$ 40/MWh
5%
Determina o preço de
liquidação no mercado de
curto prazo.
4%
Média = R$ 135/MWh
3%
2%
1%
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
190
200
210
220
230
240
250
260
270
280
290
300
310
320
330
340
350
360
370
380
390
400
410
420
430
440
450
-
0%
Fonte: Elaboração própria a partir de dados Eletrobrás
Mercado livre. Atualmente, chega a quase 30% do total.
Fonte: Mercado Livre: preços, subsídios e tarifas - Fernando Cézar Maia - ABRADEE
Preço e Quantidade negociada no mercado de curto prazo
(MAE – CCEE)
A nossa
tarifa
A do
mercado
Desde 03/02 ~ 3 TWh mensais (~ 8% do total) foram “comprados” por
menos de R$ 20/MWh. Se considerarmos R$ 70/MWh como uma tarifa
extremamente generosa, “um pré-sal” de R$ 100 milhões/mês!!!
Só a partir de 2005, regulamentou-se a penalidade:
P = Max (PLDmédio, VR)
Valores do VR:
VR 2005 - R$ 62,10 - Maior valor no leilão realizado em 2004 para o produto com início em 2005.
VR 2006 - R$ 69,98 - Maior valor no leilão realizado em 2004 para o produto com início em 2006.
VR 2007 - R$ 84,70 - Conforme Oficio, de 14 de fevereiro de 2007, enviado à CCEE estabelecendo
Valor Anual de Referência (VR) para o ano de 2007.
VR 2008 - R$ 139,44 - conforme ofício, de 13 de fevereiro de 2008, enviado à CCEE estabelecendo
Valor Anual de Referência (VR) para o ano de 2008.
O pagamento de penalidade não devolve a garantia!
Trata-se de consumo de energia sem correspondência com
usinas!
Resolução Normativa ANEEL nº 168, de 10 de outubro de 2005 – Aprova as Regras de Comercialização de Energia
Elétrica, referentes aos módulos de penalidades e ao de Cálculo das Garantias Financeiras e Rateio de Inadimplência.
mar/08
jan/08
nov/07
set/07
jul/07
mai/07
mar/07
jan/07
nov/06
set/06
jul/06
mai/06
mar/06
jan/06
nov/05
set/05
jul/05
mai/05
mar/05
jan/05
nov/04
set/04
jul/04
mai/04
mar/04
jan/04
nov/03
set/03
jul/03
mai/03
R$/MWh
Evolução do Preço de liquidação de diferenças
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Declarações de representantes das comercializadoras
antes da subida do CMO no final de 2007
“A economia do mercado livre bateu recorde e chegou a 30% em agosto,
comparada às tarifas que os consumidores desse mercado pagariam se
ainda estivessem no mercado cativo. Segundo dados da Comerc
Comercializadora, enquanto o custo médio da energia cativa foi de R$
212,56 por MWh, o do mercado livre ficou em R$ 148,85 por MWh, o que
representa economia em torno de R$ 430 milhões.
Ainda segundo a comercializadora, a economia de janeiro a agosto de
2007 chegou a R$ 2,8 bilhões. O volume do consumo de energia no
mercado livre, em agosto, atingiu 9.080 MW médios, cerca de 18,6% de
todo consumo do Sistema Interligado Nacional.”
Como publicado no Canal Energia de 06/10/07 sob o título “Economia do mercado
livre atinge 30% em agosto”
Guerras judiciais algumas semanas após
25/02/08:
“...Oito dessas ações, a maior parte vitoriosas, chegaram ao
conhecimento do Valor. As liminares foram obtidas na Justiça
pela ArcelorMittal, Cien (do grupo Endesa), Cemig e Rede
Comercializadora de Energia, ADM do Brasil e AES Infoenergy
contra as comercializadoras União, Ecom Energia, Delta
Comercializadora e a própria Rede, que não registraram
contratos de venda no mercado atacadista. Pelas regras do
mercado, cabe ao vendedor fazer o registro e o comprador deve
apenas ratificar.”
Como publicado no jornal Valor Econômico - 25/02/2008 “Energia fica mais cara no
mercado livre e gera disputa judicial”
Hipótese básica de independência entre operação e
comercialização na “berlinda”!
A Abraceel defende uma revisão imediata dos procedimentos
operativos do Operador Nacional do Sistema Elétrico. A
entidade critica principalmente a transferência de 3 mil MW
médios do subsistema Sudeste/Centro-Oeste para as regiões
Norte e Nordeste. Segundo Volponi, a situação está
deplecionando os reservatórios daquela região. "Em apenas
dez dias, os reservatórios (do SE/CO) perderam 2,3% do nível",
calcula. Para o executivo, um problema local está sendo
transformado em uma crise nacional.
Como publicado no Canal Energia de 08/01/08 sob o título “Abraceel: alta do PLD
paralisa mercado livre e gera dúvidas sobre atendimento de déficit contratual”
Ameaças de fechamento de unidades industriais!
“De acordo com Volponi, os consumidores já estão dando
sinais de que não suportam esse nível de preço, o que pode
gerar "tomada de medidas drásticas". O maior temor do
executivo é o aumento da inadimplência e quebra de
contratos. "Pode gerar um clima de deixar para ver o que
dar", diz ele, referindo-se a uma possível "debácle" nos
contratos. Uma medida anterior ao corte nos pagamentos
será, diz o executivo, a redução do consumo, que será feita
através do desligamento de máquinas ou fechamento de
unidades por parte dos industriais.”
Como publicado no Canal Energia de 08/01/08 sob o título “Abraceel: alta do PLD
paralisa mercado livre e gera dúvidas sobre atendimento de déficit contratual”
O mercado “livre” chega a um patético apelo de
intervenção do governo!
“Volponi está também intrigado com o silêncio do governo
sobre a situação do abastecimento da energia no país. "Falta
uma palavra do governo tranqüilizadora ou não sobre isso. O
que se fazer quanto a questão financeira? Ou por que deixar
o Sudeste deplecionar?", questiona, avaliando que o setor
tem vários órgãos com atuações pontuais com decisões de
momento, mas nenhum que possa responder em momentos
de crise de forma mais estrutural. "É preciso que se tome
medidas imediatamente", aponta.
Como publicado no Canal Energia de 08/01/08 sob o título “Abraceel: alta do PLD
paralisa mercado livre e gera dúvidas sobre atendimento de déficit contratual”
Voz isolada de Hermes Chip, presidente do ONS
“ Esse negócio de fazer contratos de curto prazo com
energia, independente dos reservatórios, é inadequado
porque há desestoque. Esse sistema deve ser 100%
contratado, no mínimo, e não contratos mensais. Sou
contrário a essa contratação de curto prazo, que leva ao
desestoque.“
Como publicado no Canal Energia de 08/04/08 sob o título “Hermes Chipp, do
ONS: mudança de paradigma na operação”
Reforma,... mas ainda um
modelo mercantil muito
“inglês”.
Pool de contratos bilaterais
Geração
Ambiente regulado
Transmissão
Distrib.
Consumo
Pool de
T
G1
D1
C1
G2
D2
C2
PIE
D3
C3
Ambiente de Livre contratação
CL
PIE
PIE
cl
Comercial
izador
cl
Os pontos positivos do modelo
 Distribuidoras contratam 100% de sua demanda
prevista.
 Licitação pela menor tarifa. (sem ágio por uso do rio)
 Geradores contratam com todos os distribuidores.
 Término de novos self-dealings.
 Distribuidoras negociam exclusivamente por licitação.
 Contratos de longo prazo controlados
centralizadamente (15 – 20 anos).
 Planejamento determinativo mas contestável.
Os pontos negativos do modelo
I.
Mantém inconsistências do modelo mercantil com o
monopólio natural. Certificados.
II. Não regulamentou o mercado livre. Atualmente,
chega a 30% do total. (qualquer prazo)
III. Manteve a combinação descontrato + self-dealing.
IV. Intervenções políticas nas estatais. Restrições a
investimentos. Parcerias duvidosas. BNDES proibido.
V. Planejamento ainda insuficiente.
III. Manteve a combinação descontrato + self-dealing.
 O mercado consumidor estava deprimido em
aproximadamente 7.000 MWmédios (~ -15%).
 A descontratação era parte do modelo anterior e podia, no
mínimo, ser adiada.
Carga do sistema interligado período 96-08
52.000
Frustração de receita ~
R$ 6bi/ano
44.000
40.000
36.000
jan/07
jan/06
jan/05
jan/04
jan/03
jan/02
jan/01
jan/00
jan/99
jan/98
jan/97
32.000
jan/96
MWmed
48.000
III. Manteve a combinação descontrato + self-dealing.
 Com o descontrato e manutenção do self dealing,
suprimentos de ~ R$ 60/MWh foram substituídos por
contratos com partes relacionadas de até R$ 150/MWh.
 Empresas geradoras (maioria estatais) perderam o
contrato mas permaneceram com obrigação de gerar. Por
isso, recebiam R$ 4/MWh (depois ~ R$ 18/MWh).
 O modelo mercantil virtual “carimba” a geração hidráulica
de “térmica”, pois essas usinas têm um certificado de
direito de venda independente de sua produção.
IV. Intervenções nas estatais. Restrições a
investimentos. Parcerias duvidosas. BNDES proibido.
O leilão liquidação (2004) e seus resultados.
 As estatais foram obrigadas a vender energia em contratos de 8 anos
com um mercado super ofertado. CHESF chegou a “liquidar” energia por
R$ 47/MWh.
 Para os “descontratados”, vender energia por qualquer preço maior que
R$ 4/MWh, o preço do spot, era um alívio.
 As geradoras privadas não ofertaram toda sua energia “corrigindo” a
tendência a uma competição destrutiva de valor.
 Absorção da perda de receita do setor nas empresas públicas.
Tucuruí do Superávit
Superávit do grupo Eletrobrás no governo Lula (R$ milhões)
2003
2004
2005
2006
2007
2008
Lula
Meta
1.027
1.058
1.582
1.800
1.380
1.400
8.246
Resultado
1.211
1.651
2.865
2.137
2.783
1.400 12.047
Res/Meta
118%
156%
181%
119%
202%
100%
Média
2.008
146%

É como se toda a receita bruta de uma usina do tamanho de Tucurí (~
4.000 MWmed) fosse capturada.

Contraste com a situação do imposto único de energia elétrica, criado
em 1954. Nesse período, o tesouro brasileiro destinava recursos às
empresas para a realização de políticas públicas na área de energia.
Hoje, são as empresas que destinam recursos ao tesouro.
Fonte: Elaboração própria a partir de dados da Eletrobrás
Garrote do Banco Central
Durante grande parte do governo Lula, as empresas
estatais estão proibidas de se candidatar a empréstimos
junto ao BNDES.
Detalhe: Esse tolhimento não era feito por lei, decreto ou
qualquer coisa que necessitasse de um grande esforço
político para sua mudança. Era apenas uma Resolução
2.668 do Banco Central, assinada em 1999, que proíbe que
o mesmo BNDES conceda financiamentos a empresas
estatais.
Estranhas parcerias
Obrigadas a participar apenas minoritariamente em parcerias com
empresas privadas, as estatais passaram a assumir taxas internas de
retorno muito baixas, sendo inclusive motivo de reclamação de
representantes dos investidores privados. O Jornal Folha de São
Paulo do dia 13/02/2007 publica a seguinte declaração do Sr. Claudio
Salles, presidente do Instituto Acende Brasil:
“De nada adianta uma regra de leilão perfeita se você não
tem como assegurar que todos os competidores agirão pela
mesma lógica de racionalidade econômica', disse Sales, ao
comentar que algumas estatais “se conformam com taxas
de retorno que sequer remuneram o capital investido.”
Havia outra solução?
As rendas oclusas.
1ª renda oclusa do setor
Suposição pessimista
US 1000/kW
380 MW
US$ 380.000.000
1953
55 anos
2008
Energia Assegurada 335 MWmed
Energia produzida em 55 anos = 335 x 8760 x 55 = 161 TWh
Equivalente a ~ 80 milhões de barris de óleo.
Valorada a R$ 60/MWh, essa usina terá produzido uma
renda equivalente a 14 vezes o seu suposto custo.
A questão é: Quem se apropria dessa renda?
3 Destinos:
Capturada
privadamente
Transferida
ao
consumidor
Forma um
fundo setorial
2ª Renda oclusa do setor
Energia Afluente Natural Histórica do Sistema Interligado 2005 em ordem
crescente e assegurada hidráulica.
100.000
90.000
80.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
1983
1992
1957
1979
1931
1943
1946
1985
1990
1998
1973
1993
1994
2000
1995
1972
1978
1967
1949
1932
1948
1988
1958
1937
1941
1951
1962
1952
1968
2001
1964
1963
1944
1954
1934
1953
MWmed
70.000
Distribuição da Energia e Parcela Assegurada (*)
16
14
12
10
8
6
Energía assegurada
4
2
(*) Um tanto imprecisa pela consideração de um só sistema, mas conceitualmente importante
81.801
77.022
72.243
67.463
62.684
57.904
53.125
48.345
43.566
38.787
34.007
0
+ Térmicas
- Térmicas
Custos Maiores
Custos Menores
81.801
77.022
72.243
67.463
62.684
57.904
53.125
48.345
43.566
38.787
34.007
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Renda oclusa do setor II
Potência
Consumo SIN
Constante
Receita Independente da
Energia Gerada
X
Tarifa
=
Renda Total
Receita Dependente da
Energia Gerada
Variável
Combustíveis
Modelo de comprador único proposto ao Ministério de Minas e
Energia em 2003.
Single Buyer
GSP1
D1
GSP2
D2
GSP3
G+T
T1
D3
T2
CL
PIE
PIE
CL
acesso à rede
acesso à rede
CEE
CL
CL
101
Fluxos Financeiros
Custos de
Planejamento
• Inventários
• Proj. Basicos
• Planos
Transmissores
Importações de e. e.
Geradores Serv.Pub.
Sist. Interl. e Isolados
PIEs
Receitas associadas a
contrato de longo prazo
de serviços de G&T
Penalidades por atrasos de
obras e indisponibilidades
Custos de
Comercializacã
o
• Garantias
• Licitações
• Administração
Aquisição
extraordinária de
energia.
Single Buyer
Penalidades para
ultrapassagem de
contratos
Custos de
Operação
• Combustíveis
• Administração
da Operação
(*) Repassáveis à tarifa de distribuição segundo o
consumo verificado
Tarifa de
suprimento
Distribuidoras
Sist. Interl.
Cons. Livres
Pagamento pelos
contratos de
energia (*)
Venda de energia
secundária
Consumidores
Interruptíveis
102
Exportações
Se o sistema de geração e transmissão brasileiro
constitui um monopólio natural, a proposta visava:
1. Um modelo comercial que reconhecesse as características de
compartilhamento de recursos.
2. Único risco do investidor é o do projeto.
3. Relações comerciais simples, transparentes e facilitadoras do
planejamento.
4. Reconhecer vantagens da energia gerada por usinas hidrelétricas
amortizadas, transferindo-as ao consumidor através tarifas especiais
ou de fundos, garantindo uma razoável geração interna de recursos
para a expansão.
5. Remuneração da disponibilidade de usinas e linhas. Renda variável
da energia gerada seria do sistema e utilizada para benefício de
todos.
Conceitualmente, há uma maior compatibilidade
com o monopólio natural.
1. A energia só é a questão comercial na ponta do consumo. Na
geração, a questão comercial é a capacidade.
2. A metodologia passa a ser uma questão interna do setor.
3. As barragens, as turbinas e os geradores podem ser privados, mas a
energia gerada, que provém da água, é de todos.
4. Tudo se passa como se o comprador único, em nome de todos os
consumidores, fizesse um leasing de todas as usinas.
5. Com semelhança ao que já se faz na transmissão.
Um resumo das inconsistências.
 Por um lado, as tarifas brasileiras estão sobrecarregadas de encargos.
Por outro, a adaptação mercantil permite comercialização de energia por
valores irrisórios.
 A situação de equilíbrio estrutural implica em alta probabilidade de
preços baixos no mercado spot. Como tratar essa situação de incentivo
natural ao descontrato?
 A adaptação imperfeita e complexa, coloca a questão metodológica da
operação no núcleo da questão comercial. Impossibilidade de mudanças
sem atingir interesses.
 A experiência brasileira com o modelo mercantil fez, efetivamente, que
se trocasse hidráulicas amortizadas por térmicas.
 A descontratação e os leilões compulsórios significaram, com a queda
do mercado, a decisão da absorção de perdas de receita pelas empresas
públicas.
 As inconsistências crescentes, podem levar a uma grande crise
metodológica.
FIM
Grato pela atenção
[email protected]
A confusa questão da
garantia
Algumas perguntas sobre a garantia.
•
Se o modelo mercantil, que define os contratos, depende de
um modelo que minimiza custos de operação, onde um dos
parâmetros é o custo do déficit, a garantia já não estaria
definida?
•
A garantia independe dos custos?
•
A profundidade do déficit é uma questão irrelevante?
•
Políticas de gerenciamento da demanda são déficits?
•
A volatilidade ou instabilidade ou dispersão do CMO é
inevitável?
•
Assim como o setor já se utilizou do conceito de custo do déficit
implícito, porque não pensar numa curva de custo do déficit
implícita?
Sigmóide
a
+d
(c-x)
b+e
f=
5.000
8.500
4.500
7.500
4.000
6.500
3.500
5.500
3.000
4.500
2.500
6%
9%
12
%
15
%
18
%
21
%
24
%
27
%
30
%
33
%
36
%
39
%
6%
9%
12
%
15
%
18
%
21
%
24
%
27
%
30
%
33
%
36
%
39
%
500
0%
500
39
%
1.000
36
%
1.500
1.000
33
%
1.500
30
%
2.000
27
%
2.500
2.000
24
%
2.500
21
%
3.000
18
%
3.500
3.000
15
%
3.500
9%
4.000
12
%
4.500
4.000
6%
4.500
3%
5.000
0%
5.000
3%
0%
39
%
36
%
33
%
30
%
27
%
24
%
21
%
18
%
15
%
500
9%
500
12
%
1.500
6%
1.000
3%
2.500
0%
1.500
3%
3.500
2.000
Térmicas por ordem de custo e o custo do déficit em 1 patamar
5.000
5000
4.500
4500
4.000
4000
Déficits
3.500
3500
3.000
3000
2.500
2500
Térmicas
2.000
2000
1.500
1500
1.000
1000
500
500
15%
14%
14%
13%
12%
11%
11%
9%
10%
8%
8%
7%
6%
5%
5%
4%
3%
2%
2%
1%
0
0%
15,0%
13,5%
12,0%
10,5%
9,0%
7,5%
6,0%
4,5%
3,0%
1,5%
0,0%
0
Dispondo uma térmica fictícia (déficit) de 1% da carga
5.000
5000
4.500
4500
4.000
4000
Déficits
3.500
3500
3.000
3000
2.500
2500
Térmicas
2.000
2000
1.500
1500
1.000
1000
500
500
15%
14%
14%
13%
12%
11%
11%
9%
10%
8%
8%
7%
6%
5%
5%
4%
3%
2%
2%
1%
0
0%
15,0%
13,5%
12,0%
10,5%
9,0%
7,5%
6,0%
4,5%
3,0%
1,5%
0,0%
0
Custos marginais presente e futuro
Situação anterior ao despacho das térmicas
Custo
Presente
Custo
Futuro
Decisão de Armazenamento
Custos marginais presente e futuro
Acionamento da geração térmica visando
preservar a reserva
Custo
Presente
Custo
Futuro
Decisão de Armazenamento
Custos marginais presente e futuro
Acionamento das térmicas até a última.
Custo
Presente
Custo
Futuro
Decisão de Armazenamento
Custos marginais presente e futuro
Trecho onde o CMO segue o custo futuro
– Situação “pré-déficit”
Custo
Presente
Nesse caso o
CMO sobe até
CD sem ação
sobre a
demanda.
Custo
Futuro
Decisão de Armazenamento
Custos marginais presente e futuro
Trecho onde o CMO segue o custo futuro
– Situação “pré-déficit”
Custo
Presente
Nesse caso
o CMO sobe
até a
térmica
fictícia com
ação sobre
a demanda.
Custo
Futuro
Decisão de Armazenamento
Grandes diferenças
1. Uma curva CD em patamares realiza simulações de
racionamento preventivo.
2. Dispondo de uma redução da carga, inexistente no
patamar único, os CMO’s mais altos se reduzem.
3. Mas, se o princípio CMO médio = CME é mantido, então,
para compensar, os CMO’s baixos têm que aumentar.
4. Aumentam, porque a carga crítica pode ser maior!
5. Estendendo-se o raciocínio, percebe-se que a série de
CMO das duas curvas CD não podem ser equivalentes!
Vocês vão ver os modelos
que eles vão adotar lá....
Reformas mercantis
G
T
D
C
Até as reformas liberais que tiveram seu ápice na da década de
90, a maioria dos sistemas no mundo eram baseados em
monopólios verticalizados e regulados pelo conceito de serviço
público (custo + remuneração).
O modelo de mercado
Competição
Neutro
Monopólio
Geração
Transmissão
Distribuição
Mercantilização, agências
reguladoras....uma febre
mundial?
Cenário da Liberalização dos Sistema Elétricos no Mundo
Fonte: Global Electric Power Reform -,Privatization and Liberalization of the Electric Power Industry in Developing
Countries R. W. Bacon and J. Besant-Jones – World Bank -2002
Testemunhos cada vez mais comuns
“A experiência com a liberalização de setores elétricos em
diversos países tem mostrado que a criação de um
mercado genuíno é uma tarefa extremamente difícil.
Depois de substituir monopólios, muitos países viram as
empresas substitutas se reintegrarem. O resultado efetivo
tem sido o surgimento de oligopólios que tendem a ser
dominados por corporações multinacionais”
Rethinking reform in the electricity sector: Power liberalization or energy
transformation? - JOHN BYRNE, YU-MI MUN - Center for Energy and Environmental
Policy, University of Delaware
“Market Share” dos 3 maiores geradores de cada país Europeu
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
Grécia
Irlanda
França
Bélgica
Itália
Portugal
Suécia
Austria
Espanha
Holanda
Noruega
Alemanha
Dinamarca
Finlândia
Inglaterra
Luxemburgo
Fonte: Agência Internacional de Energia - Competition in energy markets: implications for public
service and security of supply goals in the electricity and gas industries Paris, 7-8 February 2002
to energy and consumer’s protection
100
Mercado x Serviço Público nos USA
Fonte: www.eia.doe.gov
New Hampshire
Hawai
New York
Vermont
New Jersey
Connecticut
Alaska
Maine
California
Massachussets
Rhode Island
Pennsylvania
DC
Arizona
Michigan
Delaware
Maryland
Illinois
New Mexico
North Carolina
Ohio
South Dakota
Georgia
Kansas
Missouri
Texas
Colorado
Iowa
Nevada
Virginia
Florida
Minnesota
Louisiana
Arkansas
Mississipi
Tennesse
South Carolina
Alabama
Wisconsin
North Dakota
Oklahoma
Nebraska
Indiana
West Virginia
Montana
Oregon
Utah
Kentucky
Washington
Wyoming
Idaho
Tarifa média e regime do setor elétrico de estados americanos
140
120
Serviço Público
Desreg. Suspensa
100
Desreg. Adiada
Desregulamentado
80
60
40
20
0
Fonte: www.eia.doe.gov
Agências reguladoras na OCDE
Independentes
Austrália
Canadá
Rep. Tcheca
Dinamarca
França
Irlanda
Itália
Portugal
Inglaterra
Estados Unidos
Ministeriais
Finlândia
Hungria
Holanda
Noruega
Suécia
Sem Agências
Ministérios Apenas
Áustria
Alemanha
Japão
Nova Zelândia
Suíça
Turquia
Consultivas
Bélgica
Grécia
Luxemburgo
Espanha
Fonte: Trends in the management of regulation: A comparision of Energy Regulators in OECD – Carlos
Ocana – World Bank - 2000