MERCADO ELÉTRICO
BRASILEIRO
Professor Adilson de Oliveira
Instituto de Economia
Universidade Federal do Rio de Janeiro/Brazil
[email protected]
CEARE nov. 2003
Roteiro
1. Sistema Elétrico
2. Reforma
3. Crise: Nova Reforma?
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CEARE nov. 2003
Sistema
• Estrutura empresarial
• Mercado
• Capacidade de geração
• Comportamento da
hidrologia
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CEARE nov. 2003
Distribuição
Estatal
30%
Pr i vado
70%
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CEARE nov. 2003
Geração
Privado
35%
Estatal
65%
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CEARE nov. 2003
100%
80%
60%
40%
20%
0%
1970
Residencial
Rural
[email protected]
1980
Comércio
Público
1990
2000
Indústria
Outros
CEARE nov. 2003
100%
80%
60%
40%
20%
0%
1970
Sul
1980
Centro-Oeste
[email protected]
1990
Sudeste
Nordeste
2000
Norte
CEARE nov. 2003
90
80
70
GW
60
50
40
30
20
10
0
1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2002
Privado
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Público
CEARE nov. 2003
Termelétrica
13%
Nuclear (2%)
Carvão (2%)
Hidrelétrica
87%
GN (4%)
Biomassa (3%)
Óleo Comb (1%)
Total: 81 GW
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CEARE nov. 2003
20
average MW (thousands)
40
60
80
Pattern of natural energy flow
Region: Southeast
Jan
Feb
Mar
[email protected]
Apr
May
Jun
Jul
Aug
Sep
Oct
Nov
Dec
CEARE nov. 2003
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CEARE nov. 2003
REFORMA
• Novo Arranjo Institucional
– Regulador (Aneel)
– Operador do Sistema (ONS)
– Planejador Setorial (CCPE)
– Conselho Nacional de Política Energética (CNPE)
– Mercado Atacadista (ASMAE)
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CEARE nov. 2003
Regulador: ANEEL
• Autarquia especial
– Diretoria colegiada (5)
– Orçamento com base na receita (0,5%)
– Fixação de tarifas
– Fiscalização da qualidade
– Dirimir conflitos
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CEARE nov. 2003
Operador do Sistema: ONS
• Entidade sem fins lucrativos
• Responsável pela operação e pelo
despacho
• Otimizaçao do uso da água
• Empresas de transmissão assinam
contrato de disponibilidade com o ONS
• Tarifa pelo uso da rede (inclui custos de
operação
do sistema)
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CEARE nov. 2003
Custo da Transmissão
–Conexão
–Perdas na rede
–Tarifa de uso da rede
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CEARE nov. 2003
Governança da ONS
Assembléia Geral
– 13000 votos
– G/T/D: 3000 votos cada
– Binacional/Exportação/Importação:
1000
– Consumidores Livres: 1000
– Conselhos de Coordenadores: 2000
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CEARE nov. 2003
Governança da ONS
Conselho de Administração
– 15 membros
– mandato de 3 anos, com reeleição
Diretoria
– 3 a 5 membros
– mandato de 3 anos
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CEARE nov. 2003
CCPE (FEPE)
• Planejamento Determinativo da
Transmissão
• Planejamento Indicativo da Geração
• Inventário (?)
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CEARE nov. 2003
Mercado Atacadista
(ASMAE)
Assembléia Geral
– Votos máximos: 20% e 12,5%
– Decisões regionais
Comitê Executivo
– 13 membros
– sem voto: ONS, ANEEL e ACL
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CEARE nov. 2003
Mercado Atacadista
(ASMAE)
Contabilização
– Liquida saldos não contratados,
com base no custo marginal (preço
spot) determinado pelo ONS
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CEARE nov. 2003
Mercado Atacadista
(ASMAE)
Participam :
centrais de + 50mw, (Associação de centrais (5Mw a
50Mw)
Consumidores livres (>3 MW) e distribuidoras
Tipos de central
- Hidráulica
- Térmica Flexível/Inflexível
Sub-mercados (2)
- SE/CO + SUL
- NE + N
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CEARE nov. 2003
Preço Spot
– Hidro:
• disponibilidade
• situação do reservatório
• afluxo de água
– Térmicas:
• flexibilidade
• disponibilidade
• custo do combustível
– Modelos
• previsão demanda
• otimização do parque hidráulico
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CEARE nov. 2003
Preço Spot
• Periodicidade: mensal (hoje semanal)
• Três patamares de carga
– Pesada (18-21)
– Média (7-18 e 21 a 24)
– Leve (0-7)
• CENTRAIS DESPACHADAS POR NECESSIDADE
DO SISTEMA: PREÇO ESPECÍFICO
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CEARE nov. 2003
Preços Spot Atuais
Pesada
Média
Leve
SE
33,05
32,59
30,90
S
35,87
35,87
34,15
NE
27,18
27,18
26,07
N
33,05
32,59
30,90
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CEARE nov. 2003
Processo de Otimização
PLANO DE
EXPANSÃO
DECENAL
VALORES
DE
ÁGUA
MENSAIS
AVALIAÇÃO DA
CONFIABILIDADE
DO SUPRIMENTO
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PROJEÇÕES DE
AFLUÊNCIAS
SEMANAIS
DISPONIBILIDADES
E CUSTOS
OPERACIONAIS
VALORES
DE ÁGUA
SEMANAIS POR
RESERVATÓRIO
PROJEÇÕES DE
DEMANDA
SEMANAIS
PREÇOS
DO MAE
PLANO DE
OPERAÇÕES
PROJEÇÕES DE
AFLUÊNCIA
DIÁRIAS
DESPACHO
DE CARGA
PROJEÇÕES
DE DEMANDA
DIÁRIAS
CEARE nov. 2003
Mecanismo de Realocação
de Energia (MRE)
• Garantir energia firme para todas
as centrais hidráulicas
• Energia assegurada
• Energia secundária: pro-rata da
energia assegurada
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CEARE nov. 2003
Mecanismo de Realocação
de Energia (MRE)
Energia
GH1
100
160
GH2
100
80
TOTAL
200
240
40
Secundária
100
20+10
100
10
200
40
Total
130
110
240
Assegurada
Gerada
Secundária
Repartição
Assegurada
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CEARE nov. 2003
Contratação e Comercialização
• Hidráulicas
– Contratar: energia assegurada (95% da
garantida)
– Comercializar: energia assignada pelo
MRE
• Térmicas
– Contratar: capacidade nominal
– Comercializar: energia despachada
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CEARE nov. 2003
Contratos distribuidoras
– mínimo de 2 anos (proposta de cinco
anos)
– 85% da demanda (hoje 95%)
– Valor normativo fixado pela Aneel
(atualmente R$ 116/MWh)
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CEARE nov. 2003
Contratos Iniciais
• FIXADOS EM R$/MWH INDEXADOS
• Condições
– preços vigentes em 1998
– Correção: com IGPM
– Validade:
• Até 12/2002: 100%
• 4 anos seguintes: 25% de redução anual
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CEARE nov. 2003
Consumidores Cativos
– Tarifas
• Reajustes anuais (IGPM)/Revisões
quinquenais
• Parcela A: custos não controláveis
• Parcela B: custos controláveis
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CEARE nov. 2003
PREÇO
SPOT
MAE
Q Hi
D
MRE
P
GH
GF
GI
ACL
ONS
Créditos
Débitos
CL
T
D
CC
CONTRATOS
BILATERAIS
Fluxo Físico
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Informações (ex-ante)
Medições (ex-post)
CEARE nov. 2003
CRISE DE ABASTECIMENTO
• Deplecionamento dos
reservatórios
• Expansão térmica abortada
• Racionamento
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CEARE nov. 2003
TÉRMICAS ABORTADAS
• Térmicas espremidas entre dois
monopólios pelo regulador
– Risco hidrológico X contrato take-or-pay
para o gás natural
– Valor normativo X preço do gás natural
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CEARE nov. 2003
100
Wet Season
Dry Season
Wet
Season
Maximum Reservoir Level (%) l
90
80
1997
70
1998
60
1999
50
2000
40
2001
30
20
Rationing
Declared
10/05/2001
10
0
Jan
Feb
Mar
[email protected]
Apr
May
Jun
Jul
Aug
Set
Oct
Nov
CEARE nov. 2003
Dec
GESTÃO DA CRISE DE
ABASTECIMENTO
• Quota de consumo
– 80% do consumo do mês de maio
– Comercialização de quotas (grandes
consumidores)
– Bonus (pequenos consumidores)
• Penalidades
– Tarifas elevadas para consumo acima da quota
(15 vezes a tarifa normal)
– Corte do suprimento na reincidência
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CEARE nov. 2003
80
Wet Season
Dry Season
Wet
Season
Maximum Reservoir Level (%) l
70
2002
60
50
2000
40
2001
30
Rationing
Ended
02/28/2002
20
10
Rationing
Declared
10/05/2001
0
Jan
Feb
Mar
[email protected]
Apr
May
Jun
Jul
Aug
Set
Oct
Nov
CEARE nov. 2003
Dec
Evolução do Consumo (TWh)
1999
2000
2001
2002
2003
Res
81,3
83,5
73,8
72,6
75,6
Ind
123,6
131,2
122,6
127,7
130,0
Com
43,6
47,4
44,5
45,2
47,5
Out
42,7
44,6
42,8
44,9
46,9
total
291,1
306,7
283,8
290,5
300,0
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CEARE nov. 2003
RAZÕES DO SUCESSO
• Enorme espaço para conservação
• Recessão industrial
• Entrada de novas centrais
• Pluviometria favorável
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CEARE nov. 2003
CRISE FINANCEIRA
• Queda do consumo
• Redução da ponta (indústria)
• Inadimplência
• Gatos
• Desvalorização cambial (!)
• Revisões tarifárias (empresa de referência)
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CEARE nov. 2003
NOVA REFORMA
• Eletricidade nao é commodity
• Geração deve ser realizada prioritariamente por
concessionária de serviço público
• Geração independente é atividade subsidiária
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CEARE nov. 2003
NOVOS AGENTES
• Fundação de estudos e planejamento
energético (FEPE)
• Administrador dos contratos de energia
elétrica (ACEE)
• Comitê de monitoramento do setor elétrico
(CMSE)
• Operador de sistemas isolados (OSI)
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CEARE nov. 2003
PLANEJAMENTO
• Expansão da transmissão
• Aumento da oferta de geração
• Reserva de segurança
• Contestação pública
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CEARE nov. 2003
PLANEJAMENTO
• Identificação de projetos e
custos de referência
– Ordenamento da licitação das
hidrelétricas
– Condições operacionais, localização
e fonte primária no caso das
termelétricas
– Projetos estruturantes
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CEARE nov. 2003
LICITAÇÕES
• Empreendimentos
• Incrementos previstos de
consumo
• Resultam em PPA
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CEARE nov. 2003
CONTRATAÇÃO ADMINISTRADA
• Tipos de contrato
–Regular
–Adicional
–Reserva
–Extraordinária
–Secundária
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CEARE nov. 2003
REGULAR
• Distribuidoras
– contrato de uso do sistema de geração (CUSG)
– Bilateral e compulsório (exceção de Itaipu)
• Geradores:
– contrato de prestação de serviço de geração
(energia assegurada)
– Penalidade pelo não cumprimento de padrões
contratuais
• Liquidação pelo ACEE
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CEARE nov. 2003
CONTRATOS
• Contratos devem cobrir as previsões
para cinco anos de consumo
– Previsões feitas pelas distribuidoras
– Margem de tolerância nos erros de
previsão
– Distribuidoras deverão oferecer
garantias para os contratos
– Penalidades (mais forte para consumos
efetivos acima da previsão!)
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CEARE nov. 2003
ADICIONAL
• Solicitada pela FEPE (para o quinto
ano), caso julgue subestimada a
previsão de demanda das
distribuidoras
– Custo do contrato repassado para os
consumidores cativos
– Caso erro de previsão da distribuidora se
confirme, ela pagará preço acima da
tarifa do pool
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CEARE nov. 2003
RESERVA
• Estabelecida pelo MME
– Essa energia será tarifada para as
distribuidoras a preços mais
elevados que o do pool
– O custo dessa reserva será
repassado para os consumidores na
tarifa de transmissão
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CEARE nov. 2003
EXTRAORDINÁRIA
• FEPE poderá ordenar a contratação de
energia extraordinária
– Custos repassados para os consumidores,
sempre que a FEPE considerar o desvio na
oferta agregada “de natureza sistêmica”
– Se o erro não for sistêmico, a distribuidora não
haverá repasse para os consumidores.
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CEARE nov. 2003
DISTRIBUIDORAS
• Separação da geração/ transmissão
• Proibida a geração para autoconsumo (self-dealing)
• Exceção: geradores de pequeno porte
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CEARE nov. 2003
TÉRMICAS
• Serviço público
– Combustível pago diretamente das
distribuidoras
– Condições operacionais especificadas na
licitação
• Produtor independente
– Pagará o custo marginal de operação
pela energia comprada no mercado
administrado
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CEARE nov. 2003
QUESTÕES 1
• Dois modelos
•Serviço público (distribuidoras)
•Produtores e consumidores
independentes
• Convivência ou convergência?
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CEARE nov. 2003
QUESTÕES 2
• Governo volta a comandar
– Planejamento determinativo
– Teto tarifário para geradores
– Critérios políticos na definição das
tarifas
• Re-estatização?
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CEARE nov. 2003