Modelo Mercantil do Setor Elétrico Brasileiro:

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1 Modelo Mercantil do Setor Elétrico Brasileiro:
A incrível desventura de um monopólio natural Roberto Pereira d’Araujo RCM Consultoria e Projetos

2 Como se sabe, Deus é brasileiro...

3 Fluxo Anual Médio do Planeta
km3 km3 km3 km3 km3 km3 2.200 km3 Fluxo Anual Médio do Planeta Fonte: World Water Resources at Beginning of 21 century – IHP UNESCO

4 Os “Dez Mais” dos recursos hídricos
18% Fonte: FOOD AND AGRICULTURE ORGANIZATION OF THE UNITED NATIONS - Review of World Water Resources by Country, Rome, 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).

5 Principais produtores de energia hidroelétrica
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% Total dos 10 países 1890 65,9 % 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

6 Fontes produtoras de energia elétrica no mundo (2005)
Fonte: Electricity in World in International Energy Agency Statiscs -

7 En. Produzida/En. Consumida
Relação entre a energia produzida e a consumida no período de vida útil das opções energéticas Precisam de Backup En. Produzida/En. Consumida Fonte: Hydropower and the Environment:Present Context and Guidelines for Future Action IHA May 2000

8 ...mas o diabo também é brasileiro!

9 Tarifa Industrial e corrigida pela inflação
Exclusive impostos.

10 Tarifa Residencial e corrigida pela inflação
Exclusive impostos.

11 Fonte de dados sobre tarifas dos países da OCDE: www:iea.org
Pode ser obtido em formato pdf

12 Tarifas incluindo impostos praticados

13 Fonte de dados sobre a tarifa brasileira ANEEL (inclui apenas encargos)
1 US$ = 2,0 R$

14 Tarifa Industrial US$ 1 = R$ 2
US$/kWh

15 Tarifa Residencial US$ 1 = R$ 2
US$/kWh

16 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

17 Também...pudera!

18 Descontratação iniciada em 2003 + Self Dealing
Trocando hidráulicas baratas por térmicas caras. Distribuidora R$/MWh descontratado Empresa descontratada R$/MWh contratado Empresa contratada (mesmo grupo) Eletropaulo 78,30 CESP 109,94 AES Tietê ( + 40%) Light 76,03 FURNAS 133,19 Norte Fluminense (+ 75%) Coelba 54,33 CHESF 146,90 Termo Pernambuco (+ 170%) CPFL 63,05 113,54 CPFL Geração (+ 80%) COSERN 53,01 135,27 Termo GCS (+ 155%) COELCE 54,70 153,98 Termo Fortaleza (+ 181%) Algumas conseqüências da descontratação e do self-dealing. Fonte: Malogro no Setor Elétrico – C. A. Kirchner – edições SEESP

19 Diferencial do IGPM e IPCA acumulado pós 96

20 SEPARAÇÃO DAS FUNÇÕES GERAÇÃO e TRANSMISSÃO
Evolução da Receita Permitida e Extensão da Rede Básica Fonte: ONS e ANEEL

21

22 A proliferação dos encargos
T. ITAIPU TAXA ONS TAXA MAE RGR CCC COFURH TFSE P&D ESS Reforma CDE ECE EAE PROINFA Linha do Tempo Ainda virá: Energia de reserva Fonte: Dr. Paulo Ludmer -ABRACE

23 Encargos do setor elétrico
X - Taxa ONS – Taxa de Administração do ONS Perdas Comerciais Taxa MAE – Taxa de Corretagem do MAE RGR – Reserva Global de Reversão EAE – Encargo de Aquisição de Energia PROINFA – Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia ESS – Encargo de Serviço do Sistema TITAIPU - Transporte de ITAIPU ECE - Encargo de Capacidade Emergencial CDE – Conta de Desenvolvimento Energético CCC – Conta de Consumo de Combustíveis P&D - Pesquisa e Desenvolvimento COFURH - Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos TFSEE – Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica C D T G E N C A R G O S Fonte: ABRACE

24 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

25 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

26 O modelo mercantil e o modo de produção de energia no Brasil.

27 Característica Geográfica dos Rios Brasileiros
Rios de Planalto. Grande volume de água. Percorrem grandes extensões no território. • Rio Paraná – 3942 km • Rio São Francisco – 2800 km • Rio Grande – 1315 km • Rio Tocantins – 2700 km Apresentam diversidade hidrológica.

28 Dimensões Continentais

29 The Brazilian Interconnected System compared do Europe Map

30 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?

31 Sistema Brasileiro – Indução natural ao monopólio
MW firmes ou garantidos ou assegurados 1 100 MW Afluência em 1

32 A quem pertence? Sistema Brasileiro - Lógica Monopolística 2 100 MW 1
Afluência em 1

33 A quem pertence? Sistema Brasileiro - Lógica Monopolística 3
Afluência em 2 2 100 MW +10 MW 1 110 MW +20 MW Afluência em 1 A quem pertence?

34 A B 480 A quem pertence? Sistema Brasileiro - Lógica Monopolística 230
Afluência em B Afluência em A 4 210 MW 5 2 1 230 MW 230 + 210 Energia em A+B 480 A quem pertence?

35 A B 400 500 A QUEM PERTENCE? Sistema Brasileiro - Lógica Monopolística
3 4 210 MW 5 2 1 230 MW Mais “chuva” é transformada em energia 400 500 A QUEM PERTENCE?

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37 ...mas, apesar de uma individualização variável, indeterminada e, portanto, subjetiva...

38 Certificado de Energia
... “descobriu-se” um “jeitinho” de separar o inseparável. Certificado de Energia Método tradicional da operação “entrou de gaiato”....

39 Toda a modelagem depende de uma variável aleatória altamente instável.

40 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. Decisão de Armazenamento Valor da Água = Custo marginal de Operação Custo Presente Custo Futuro cmo

41 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

42 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

43 ... Só que isso depende de parâmetros “subjetivos”
Taxa de desconto do futuro. Custo do déficit Redução de risco Custo Presente Valor da Água = Custo marginal de Operação Decisão de Armazenamento

44 Custo do Déficit mercantil ≠ Custo do déficit da operação
R$/MWh CD do planejamento que define as quantidades comerciais CD da Operação Dá no mesmo? Pode-se mostrar que NÃO!

45 Custo do Déficit mercantil ≠ Custo do déficit da operação
R$/MWh Incerteza da estimativa não foi considerada. Estimado com base em dados passados, mas, se refere ao futuro.

46 Instabilidade evidenciada pela distribuição
Valor mais provável Média Baseada na série de CMO do PDE

47 Ocorrência de valores muito altos
Instabilidade evidenciada pela distribuição Ocorrência de valores muito altos Baseada na série de CMO do PDE

48 ...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!

49 Passo 1 – Calcular qual o total de energia que o sistema pode “garantir”.

50 Custo Marginal Médio de Operação Custo Marginal de Expansão
Um custo marginal de expansão médio Uma configuração futura Operação média futura Carga do Sistema (TWh) Custo Marginal ($/MWh) Carga crítica = Energia assegurada do sistema Custo Marginal Médio de Operação Custo Marginal de Expansão

51 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.

52 Usinas não vendem sua própria energia! Vendem um certificado!
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!

53 Passo 3 – Detalhe sobre as térmicas.
Térmicas mais caras, acionadas quando o cmo é alto, são ponderadas por valores elevados. A energia das térmicas caras, apesar de rara, vale muito, função da tipologia da distribuição.

54 Passo 4 – Calcular a parcela de cada usina hidráulica.
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 A geração em período crítico, é o fator de ponderação usado para determinar a parcela de cada usina hidráulica. Clássicas distorções bem conhecidas.

55 ...mas, porque não se comercializa a potência, que está escrita na placa da usina?

56 ...mesmo quando o leilão é por “disponibilidade”...
Receita Fixa para cobrir investimentos. Custo de Operação RF + COP + CEC ICB = GF Custo do Mercado de Curto Prazo Índice Custo Benefício Certificado de Garantia Física Preferiu-se um índice geral para que o “mercado” decida.

57 ...mesmo quando o contrato é por “disponibilidade”...
RF + COP + CEC ICB = GF O ICB é uma média com pouca significância, pois depende de uma variável aleatória com grande dispersão.

58 Resumo do modelo peculiar I
O sistema exige que, primeiro, se “certifique” a capacidade total. Monopólio. Isso é feito através de uma simulação da operação de uma configuração no futuro. Diversas hipóteses assumidas. No cálculo da capacidade total, há 2 critérios nem sempre coerentes entre si: CMO = CME e risco < 5%. Essa certificação depende de parâmetros altamente subjetivos, tais como: custo do déficit de energia e taxa de desconto do futuro.

59 Modelo Peculiar II 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. A operação real não é a mesma assumida na definição dos certificados de energia assegurada. Instituições distintas. 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! Hipótese fundamental arriscada: Operação e Comercialização independentes.

60 Evolução da reserva SE-CO (~120 TWh) no tempo. Duas zonas de perigo.
Vertimento = CMO zero Déficit = CMO ∞

61 A lógica do monopólio é simples
A lógica do monopólio é simples! Gestão de reserva (~180 TWh/ano) no tempo. Duas zonas de perigo. Vertimento = CMO zero Com a atual dimensão da reserva, o valor de qualquer outra fonte energética é “referenciada” ao que acontece à essa reserva. + CARGA - CARGA Déficit = CMO ∞ Tempo

62 Exatamente o que aconteceu com térmicas e com importação da Argentina.
O risco inerente à definição do preço Exatamente o que aconteceu com térmicas e com importação da Argentina. 1. Reservatórios cheios. Térmicas desligadas. Vertimentos -> cmo = zero 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. 4. Risco para todos! Garantia deteriorada. Informação

63 Curva de aversão ao risco.
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!

64 Se o equilíbrio é traduzido por CMO médio = CME, o sistema está em desequilíbrio estrutural pois CME ~ 135 R$ /MWh

65 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”!

66 Alguma semelhança? Fonte: Plano decenal 1998 - Eletrobrás
cmo médio em 1998 CME = US$ 45/MWh Fonte: Plano decenal Eletrobrás

67 Situação atual cmo Nível que está se operando CME 290 240 190 140 90
Custo Marginal (R$/MWh) Nível que definiu a capacidade mercantil 140 90 CME 50 Carga do Sistema (TWh)

68 Conseqüências Não há energia assegurada para todos!
“Vende-se” energia secundária (sem garantia) como se fosse assegurada. Só os “certificados” já dão “direito” aos seus detentores a aumentar o risco. O mercado liquidado no “spot” é ainda mais danoso.

69 ...não chega a ser um pré-sal, mas....não precisa furar nenhum poço

70 Distribuição da Energia e Parcela Assegurada (*)
Energía assegurada (*) Um tanto imprecisa pela consideração de um só sistema, mas conceitualmente importante. Sobre a configuração 2005

71 Distribuição de Probabilidades do CMO – Configuração 2016
Carga Crítica obtida por CMO=CME e risco < 5% Determina o preço de liquidação no mercado de curto prazo. Moda = R$ 40/MWh Média = R$ 135/MWh Fonte: Elaboração própria a partir de dados Eletrobrás

72 Mercado livre. Atualmente, chega a quase 30% do total.
Fonte: Mercado Livre: preços, subsídios e tarifas - Fernando Cézar Maia - ABRADEE

73 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!!!

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75 Só a partir de 2005, regulamentou-se a penalidade:
P = Max (PLDmédio, VR) Valores do VR: VR R$ 62,10 - Maior valor no leilão realizado em 2004 para o produto com início em 2005. VR R$ 69,98 - Maior valor no leilão realizado em 2004 para o produto com início em 2006. VR 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 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.

76 Evolução do Preço de liquidação de diferenças

77 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 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”

78 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”

79 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”

80 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”

81 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”

82 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”

83 Reforma,... mas ainda um modelo mercantil muito “inglês”.

84 Pool de contratos bilaterais
Geração Transmissão Distrib. Consumo Pool de T Ambiente regulado D1 C1 G1 D2 G2 C2 D3 C3 PIE Ambiente de Livre contratação CL Anotações: ______________________________________________________________ _________________________________________________________ . PIE cl Comercializador PIE cl

85 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.

86 Os pontos negativos do modelo
Mantém inconsistências do modelo mercantil com o monopólio natural. Certificados. Não regulamentou o mercado livre. Atualmente, chega a 30% do total. (qualquer prazo) Manteve a combinação descontrato + self-dealing. Intervenções políticas nas estatais. Restrições a investimentos. Parcerias duvidosas. BNDES proibido. Planejamento ainda insuficiente.

87 Manteve a combinação descontrato + self-dealing.
O mercado consumidor estava deprimido em aproximadamente MWmédios (~ -15%). A descontratação era parte do modelo anterior e podia, no mínimo, ser adiada.

88 Frustração de receita ~ R$ 6bi/ano
Carga do sistema interligado período 96-08 Frustração de receita ~ R$ 6bi/ano MWmed

89 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.

90 O leilão liquidação (2004) e seus resultados.
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.

91 Tucuruí do Superávit Superávit do grupo Eletrobrás no governo Lula (R$ milhões) 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Lula Média 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 12.047 2.008 Res/Meta 118% 156% 181% 119% 202% 100% 146% É como se toda a receita bruta de uma usina do tamanho de Tucurí (~ MWmed) fosse capturada. Contraste com a situação do imposto único de energia elétrica, criado em 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

92 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 do Banco Central, assinada em 1999, que proíbe que o mesmo BNDES conceda financiamentos a empresas estatais.

93 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.”

94 Havia outra solução? As rendas oclusas.

95 1ª renda oclusa do setor 55 anos Suposição pessimista US 1000/kW
380 MW 55 anos 2008 1953

96 A questão é: Quem se apropria dessa renda?
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

97 2ª Renda oclusa do setor MWmed
Energia Afluente Natural Histórica do Sistema Interligado 2005 em ordem crescente e assegurada hidráulica. MWmed

98 Distribuição da Energia e Parcela Assegurada (*)
Energía assegurada (*) Um tanto imprecisa pela consideração de um só sistema, mas conceitualmente importante

99 + Térmicas - Térmicas Custos Maiores Custos Menores

100 Renda oclusa do setor II
Potência Consumo SIN Constante Receita Independente da Energia Gerada X Tarifa Receita Dependente da Energia Gerada = Variável Renda Total Combustíveis

101 Modelo de comprador único proposto ao Ministério de Minas e Energia em 2003.
GSP1 PIE GSP2 T1 Single Buyer T2 GSP3 D1 D2 D3 CEE CL acesso à rede G + T

102 Single Buyer Fluxos Financeiros Transmissores Importações de e. e.
Custos de Planejamento Inventários Proj. Basicos Planos Geradores Serv.Pub. Sist. Interl. e Isolados PIEs Receitas associadas a contrato de longo prazo de serviços de G&T Aquisição extraordinária de energia. Penalidades por atrasos de obras e indisponibilidades Custos de Comercializacão Garantias Licitações Administração Single Buyer Penalidades para ultrapassagem de contratos Tarifa de suprimento Pagamento pelos contratos de energia (*) Venda de energia secundária Custos de Operação Combustíveis Administração da Operação Distribuidoras Sist. Interl. Consumidores Interruptíveis Cons. Livres Exportações (*) Repassáveis à tarifa de distribuição segundo o consumo verificado

103 Se o sistema de geração e transmissão brasileiro constitui um monopólio natural, a proposta visava:
Um modelo comercial que reconhecesse as características de compartilhamento de recursos. Único risco do investidor é o do projeto. Relações comerciais simples, transparentes e facilitadoras do planejamento. 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. Remuneração da disponibilidade de usinas e linhas. Renda variável da energia gerada seria do sistema e utilizada para benefício de todos.

104 Conceitualmente, há uma maior compatibilidade com o monopólio natural.
A energia só é a questão comercial na ponta do consumo. Na geração, a questão comercial é a capacidade. A metodologia passa a ser uma questão interna do setor. As barragens, as turbinas e os geradores podem ser privados, mas a energia gerada, que provém da água, é de todos. Tudo se passa como se o comprador único, em nome de todos os consumidores, fizesse um leasing de todas as usinas. Com semelhança ao que já se faz na transmissão.

105 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.

106 FIM Grato pela atenção

107 A confusa questão da garantia

108 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?

109 a Sigmóide f = + d b+e(c-x)

110 Térmicas por ordem de custo e o custo do déficit em 1 patamar
Déficits Térmicas

111 Dispondo uma térmica fictícia (déficit) de 1% da carga
Déficits Térmicas

112 Custos marginais presente e futuro
Situação anterior ao despacho das térmicas Custo Presente Custo Futuro Decisão de Armazenamento

113 Custos marginais presente e futuro
Acionamento da geração térmica visando preservar a reserva Custo Presente Custo Futuro Decisão de Armazenamento

114 Custos marginais presente e futuro
Acionamento das térmicas até a última. Custo Presente Custo Futuro Decisão de Armazenamento

115 Custos marginais presente e futuro
Trecho onde o CMO segue o custo futuro – Situação “pré-déficit” Custo Presente Custo Futuro Nesse caso o CMO sobe até CD sem ação sobre a demanda. Decisão de Armazenamento

116 Custos marginais presente e futuro
Trecho onde o CMO segue o custo futuro – Situação “pré-déficit” Custo Presente Custo Futuro Nesse caso o CMO sobe até a térmica fictícia com ação sobre a demanda. Decisão de Armazenamento

117 Grandes diferenças Uma curva CD em patamares realiza simulações de racionamento preventivo. Dispondo de uma redução da carga, inexistente no patamar único, os CMO’s mais altos se reduzem. Mas, se o princípio CMO médio = CME é mantido, então, para compensar, os CMO’s baixos têm que aumentar. Aumentam, porque a carga crítica pode ser maior! Estendendo-se o raciocínio, percebe-se que a série de CMO das duas curvas CD não podem ser equivalentes!

118 Vocês vão ver os modelos que eles vão adotar lá....

119 Reformas mercantis C G T D
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).

120 O modelo de mercado Competição Neutro Monopólio Geração Transmissão
Distribuição

121 Mercantilização, agências reguladoras....uma febre mundial?

122 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

123 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

124 “Market Share” dos 3 maiores geradores de cada país Europeu
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

125 Mercado x Serviço Público nos USA
Fonte:

126 Tarifa média e regime do setor elétrico de estados americanos
Serviço Público Desreg. Suspensa Desreg. Adiada Desregulamentado Fonte:

127

128 Agências reguladoras na OCDE
Sem Agências Ministérios Apenas Ministeriais Consultivas Independentes Austrália Canadá Rep. Tcheca Dinamarca França Irlanda Itália Portugal Inglaterra Estados Unidos Finlândia Hungria Holanda Noruega Suécia Áustria Alemanha Japão Nova Zelândia Suíça Turquia Bélgica Grécia Luxemburgo Espanha Fonte: Trends in the management of regulation: A comparision of Energy Regulators in OECD – Carlos Ocana – World Bank