A GÊNESE E A PERMANÊNCIA DA CRISE DO SETOR ELÉTRICO NO BRASIL Prof. Ildo Sauer – Instituto de Energia e Ambiente da USP Câmara dos Deputados. Comissão.

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1 A GÊNESE E A PERMANÊNCIA DA CRISE DO SETOR ELÉTRICO NO BRASIL Prof. Ildo Sauer – Instituto de Energia e Ambiente da USP Câmara dos Deputados. Comissão de Desenvolvimento Econômico, Indústria e Comércio Audiência Pública: “DEBATER A SITUAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO NACIONAL” - iniciativa do Deputado Renato Molling 10 de setembro, quinta-feira, às 10h, no Plenário 5, Anexo II

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3 1. INTRODUÇÃO 2. OS PRECOCES SINAIS DA PERMANÊNCIA DOS PROBLEMAS SETORIAIS 2.1 O PLD: A CAVALARIÇA DE TRANSFERÊNCIAS ECONÔMICAS NUM CONTEXTO DE CAPACIDADE EXCEDENTE 2. 2 – A MANUTENÇÃO DOS BENEFÍCIOS AOS ENERGOINTENSIVOS 2.3 – A MANUTENÇÃO DO “SEGURO-APAGÃO” 3. O RECONHECIMENTO FRACASSO DO “NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO” EM 2012. 3.1 – A DEFICIENTE RETOMADA DO PLANEJAMENTO 3.2 – AS CONSEQUÊNCIAS DA EXPANSÃO INSUFICIENTE DA OFERTA E COM FONTES INADEQUADAS 3.3 A SIMULAÇÃO DE UMA TRAJETORIA ALTERNATIVA, DISPONÍVEL, NÃO IMPLANTADA PELO PLANEJAMENTO E GESTÃO DO GOVERNO. 3.4 – A EXPLOSÃO TARIFÁRIA PARA O MERCADO REGULADO E A MEDIDA PROVISORIA 579. 4. OS CUSTOS, ENTRE DE 2012 E 2015, DECORRENTES DA EXPANSÃO POR FONTE INADEQUADA E DA NÃO CONTRATAÇÃO PLENA DO MERCADO CATIVO E SUA PRECIFICAÇÃO PELO PLD ARBITRÁRIO, DESTITUIDO DE BASE CONCEITUAL. 6. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES: O QUE FAZER AGORA? A GÊNESE E A PERMANÊNCIA DA CRISE DO SETOR ELÉTRICO NO BRASIL ILDO LUIS SAUER

4 INTRODUÇÃO

5 “Ao ter reduzido a conta de luz em 2013, a presidente Dilma Rouseff não esperava que o país enfrentasse uma estiagem de chuva que impactasse o fornecimento de energia” LULA, Folha de São Paulo, 01 de Abril de 2015. FOI SÃO PEDRO, DE NOVO? MAS, ENTÃO FHC TAMBEM TINHA RAZÃO, EM 2001, LULA? CONTRATOS INICIAIS DE 2004, 8 ANOS DE DURAÇÃO, VENCERIAM QUANDO? QUANTO DÁ 2004+8?não seria 2012?...

6 IEE/USP Slide 6 Racionamento Fonte: SAUER, I.L. Um Novo Modelo para o Setor Elétrico Brasileiro. In: SAUER, I.L. et al. (Org.) A reconstrução do Setor Elétrico Brasileiro. São Paulo: Paz e Terra, 2003. Nível dos reservatórios do Sudeste (1991 a 2002) Capacidade instalada x Consumo (1980 a 2000)

7 IEE/USP Slide 7 Proposta Lula 2002  (...) O novo governo trabalhará com um planejamento energético integrado, de maneira a viabilizar novas dinâmicas para os setores de hidroeletricidade, petróleo e gás natural, carvão, de geração nuclear, fontes alternativas (eólica, solar e biomassa), de eficiência energética e cogeração e geração distribuída (...)  No nosso governo, as bases de sustentação dessa atividade não serão entregues apenas às forças do mercado nem a uma visão tecnocrática e autoritária, centralizadora (...) X Simpósio Jurídico-Tributário ABCE 23 a 24 de setembro de 2004 Centro de Convenções do Novotel Center Norte São Paulo - SP

8 OS PRECOCES SINAIS DA PERMANÊNCIA DOS PROBLEMAS SETORIAIS O PLD: A CAVALARIÇA DE TRANSFERÊNCIAS ECONÔMICAS NUM CONTEXTO DE CAPACIDADE EXCEDENTE

9 IEE/USP Slide 9 ANÚNCIO DE SOBRAS – DE 3 A 7 MIL MW, PARCIALMENTE INEXISTENTES

10 ANÚNCIO DE SOBRAS – DE 6 A 8 MIL MW, PARCIALMENTE INEXISTENTES 10 Professor Ildo Luís Sauer Universidade de São Paulo

11 MERCADO LIVRE, SEGUNDO OS COMERCIALIZADORES Fonte: Zanfelice, F. (CPFL) In: 5º Encontro de Consumidores de Energia ABRACE, 8 e 19 de setembro de 2007 11 Professor Ildo Luís Sauer Universidade de São Paulo

12 Fonte: CCEE, agosto de 2009 EVOLUÇÃO DO PREÇO DE LIQUIDAÇÃO DE DIFERENÇAS (R$/MWh) 12 Professor Ildo Luís Sauer Universidade de São Paulo

13 O avanço do mercado livre (clientes e consumo) Fonte: Zanfelice, F. (CPFL) In: 5º Encontro de Consumidores de Energia ABRACE, 8 e 19 de setembro de 2007 13 Professor Ildo Luís Sauer Universidade de São Paulo

14 OS GANHOS (PERDAS) DO MERCADO LIVRE – UM BALANCO A SER FEITO.... Expectativa de preços no mercado livre Evolução dos preços no mercado livre Fonte: CCEE apud CPFL. ABRACE/ENASE, Jul 2006 **(preços de contrato para clientes finais em R$/MWh) Preço A2 contrato de 1 ano apenas commodity Professor Ildo Luís Sauer Universidade de São Paulo 14

15 OS PRECOCES SINAIS DA PERMANÊNCIA DOS PROBLEMAS SETORIAIS A MANUTENÇÃO DO “SEGURO-APAGÃO”

16 Manutenção dos contratos de energia emergencial, cbee, cumpridos até 2006, por mais de R$ 6 bi, pagos pelos consumidores O Encargo de Capacidade Emergencial (ECE), seguro-apagão, foi criado em fevereiro de 2002, sob a justificativa de mitigar problemas hidrológicos que não permitiriam cumprir os contratos de fornecimento para o Nordeste O valor cobrado na conta de energia de cada consumidor era de R$ 0,0035 por quilowatt- hora (kWh) Desde sua criação até a extinção em 22 de dezembro de 2006, foram arrecadados cerca de R$ 6,2 bilhões, Este montante foi utilizado para o pagamento de combustível e potência disponibilizada, contratada de Produtores Independentes de Energia, num total de 1.829 MW e 48 usinas, com investimento inferior a 2 bilhões de reais! Foram utilizados como combustível óleo diesel, óleo combustível Parte dessas usinas foi recontratada nos leilões de energia nova! 16 Professor Ildo Luís Sauer Universidade de São Paulo USINARECONTRATAÇÃO Aruanã Energia/Xavante Aruanã1o leilão de energia nova - 16/12/2005 Engebra/Daia1o leilão de energia nova - 16/12/2006 Enguia Gen-BA/vários1o leilão de energia nova - 16/12/2007 PIE-RP Termelétrica/Cocal1o leilão de energia nova - 16/12/2008 PIE-RP Termelétrica/PIE-RP1o leilão de energia nova - 16/12/2009 Cia. Petrolina/Petrolina2o leilao de energia nova - 29/06/2006 TEP/Potiguar2o leilao de energia nova - 29/06/2006 UTE Bahia 1/Bahia 12o leilao de energia nova - 29/06/2007 Termocabo/Termocabo4o leilão de energia nova - 26/07/2007

17 OS PRECOCES SINAIS DA PERMANÊNCIA DOS PROBLEMAS SETORIAIS A MANUTENÇÃO DOS BENEFÍCIOS AOS ENERGOINTENSIVOS

18 OS PRECOCES SINAIS DA PERMANÊNCIA DOS PROBLEMAS SETORIAIS A MANUTENÇÃO DOS BENEFÍCIOS AOS ENERGOINTENSIVOS

19 IEE/USP Slide 19 POLÍTICA de desova das sobras: estatais participam em leilões de consumidores livres. Exemplo: venda bilateral (eletronorte e energo- intensivos) Fonte – Vale do Rio Doce. Press Releases 2004 – “(...) O preço base de compra é R$ 53,00 por megawatt hora (MWh), corrigido pela variação anual do índice geral de preços de mercado, IGPM, computado pela Fundação Getúlio Vargas. Em adição ao preço básico, o vendedor terá direito à participação em parte do preço que exceder o nível de US$ 1.450,00 por tonelada de alumínio primário registrado na London Metal Exchange (LME). De acordo com as condições do leilão, a ALBRAS fará pré-compra de energia elétrica no valor de R$ 1,2 bilhão.” Fonte - Jornal Valor Econômico. Edição de 05.05.2004 – “(...) A proposta vencedora é de um contrato anual de US$ 173 milhões de compra de energia, valor duas vezes maior que o contrato antigo, de US$ 80 milhões anuais (preço base, sem considerar bônus pelo aumento do preço do alumínio). Esses números foram citados por fonte da Eletronorte, que afirma que o preço médio do MWh fornecido à Albrás subiu de US$ 13 para US$ 27,2, em média. Para pagar o seu custo de produção e amortizar financiamentos, a Eletronorte diz que teria de cobrar US$ 70 o MWh (...) A Albrás, no entanto, contesta a informação e diz que o preço obtido no leilão foi de R$ 53 (preço-base), o que significa US$ 18 em média, mais um bônus quando o preço do alumínio superar US$ 1.450.” 19 Professor Ildo Luís Sauer Universidade de São Paulo

20 O RECONHECIMENTO FRACASSO DO “NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO” EM 2012. A DEFICIENTE RETOMADA DO PLANEJAMENTO

21 IEE/USP Slide 21 PROJEÇÕES DE CRESCIMENTO DO PIB SEGUNDO PLANO DECENAL DE EXPANSÃO vs PIB REAL %

22 IEE/USP Slide 22 Projeção oferta HIDRO - SIN – nos Planos Decenais de Expansão - MW

23 IEE/USP Slide 23 Projeção oferta EÓLICA - SIN – nos Planos Decenais de Expansão - MW

24 IEE/USP Slide 24 Projeção de carga - SIN – nos Planos Decenais de Expansão - MWmed

25 IEE/USP Slide 25 CAPACIDADE INSTALADA PROJETADA PARA 2014 VS CAPACIDADE INSTALADA REAL 2014 - 2015 (MW)

26 IEE/USP Slide 26 Participação das Fontes de Geração 2013, 2017, 2023

27 Recursos para Expansão da Capacidade de Geração Elétrica no Brasil RecursoCapacidade Eólico * 300.000 MW Hídrico ** 243.000 MW Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs)17.000 MW Biomassa em Cogeração10.000 MW Cogeração/geração distribuída com gás natural10.000 MW Urânio *** 305.000 T U 3 O 8 Solar fotovoltaicaImensa **** Racionalização do uso10 a 15 % do consumo atual Modernização de usinas antigas * Potencial levantado pelo Atlas Eólico de 2001, para torres de 50m de altura: 143.000 MW; para torres de 100-120m, tecnologia atual, o potencial estimado dobra. ** ≅ 100.000 MW já desenvolvidos ou em construção. *** Permite operar cerca de 40 reatores tipo Angra II (PWR), ou seja, 54.000 MW, por 30 anos. **** 400 GW, instalados em cerca de 8.100 Km 2 gerariam 550 TWh, consumo atual do Brasil. 1-3% da Capacidade Instalada

28 Previsão da Demanda em 2040 para três cenários: 2.5, 5 e 7.5 MWh per capita - e Geração Potencial de Energia Hidráulica e Eólica MWh per capita Demanda (GWh, 2040) 2.5547.500 51.095.000 7.51.642.500 Capacidade (Hidro e Eólica) Potencial Hídrico (GWh) Potencial Eólico (GWh) Total (GWh) 243.6 GW e 143.5 GW 1,066,968 502,824 1,569,792 243.6 GW e 300 GW 1,066,968 1,051,200 2,118,168

29 IEE/USP Slide 29 Potenciais Hidráulico e Eólico Combinado Fonte: Ricosti, Sauer (2013)

30 O RECONHECIMENTO FRACASSO DO “NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO” EM 2012. AS CONSEQUÊNCIAS DA EXPANSÃO INSUFICIENTE DA OFERTA E COM FONTES INADEQUADAS

31 IEE/USP Slide 31 CVU Usinas (R$) versus Produção energia térmica 2015 - MWh

32 IEE/USP Slide 32 CVU Usinas (R$) versus Produção energia térmica 2014 - MWh

33 IEE/USP Slide 33 CVU Usinas (R$) versus Produção energia térmica 2013 - MWh

34 IEE/USP Slide 34 Produção e CVU da Eletricidade - Térmicas – 2010 a Março 2015

35 IEE/USP Slide 35 Produção e CVU da Eletricidade - Térmicas – 2010 a Março 2015

36 IEE/USP Slide 36 Produção e CVU – Térmicas R$ Bilhões e TWh

37 O RECONHECIMENTO FRACASSO DO “NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO” EM 2012. A SIMULAÇÃO DE UMA TRAJETORIA ALTERNATIVA, DISPONÍVEL, NÃO IMPLANTADA PELO PLANEJAMENTO E GESTÃO DO GOVERNO.

38 IEE/USP Slide 38 Geração Térmicas com CVU > R$200/MWh – Substituição por Eólicas Ano Energia Gerada Custo CVU Bilhões R$ Potência Eólica TWh Equivalente Programa Incremental de Eólicas, GW FC 40%FC 45% 20084,711,651,341,201,3 20094,231,561,211,070 201017,596,685,024,463,72 20119,743,722,782,470,00 201227,4811,737,846,972,82 201344,8920,2312,8111,394,97 201463,3730,8118,0816,075,27 Sub total 76,39 jan-mar/201517,498,814,994,44 estimativa 201569,9435,2219,9617,74 1,88 TOTAL111,61 20,0 Investimento da implantação de 18 a 20 GW, entre 2008 e 2015 com investimento estimado entre 72 a 80 Bilhões Reais teria permitido evitar a operação de todas as térmicas com CVU acima de R$200/MWh, A operação destas térmicas e o CVU declarado teve custo estimado até 2014 de 76 bilhões com um custo adicional de 2015 de 35 bilhões, com a estimativa de um total de 111 bilhões incluindo 2015.

39 IEE/USP Slide 39 Geração Térmicas com CVU > R$200/MWh – Substituição por Eólicas Ano Energia Gerada Custo CVU Bilhões R$ Potência Eólica TWh Equivalente Programa Incremental de Eólicas GW FC 40%FC 45% 201227,4811,737,846,977,84 201344,8920,2312,8111,394,97 201463,3730,8118,0816,075,27 Sub total62,77 jan-mar/201517,498,8119,9617,741,88 Estimativa 201569,9435,2219,9617,74 TOTAL97,9920,0 Investimento da implantação de 18 a 20 GW, entre 2012 e 2015 com investimento estimado entre 72 a 80 Bilhões Reais teria permitido evitar a operação de todas as térmicas com CVU acima de R$200/MWh, A operação destas térmicas e o CVU declarado teve custo estimado até 2014 de 62 bilhões com um custo adicional de 2015 de 35 bilhões, estimando total de 97 bilhões.

40 DECRETO Nº 5.177 DE 12 DE AGOSTO DE 2004 Art. 2 o A CCEE terá, dentre outras, as seguintes atribuições: V - apurar o Preço de Liquidação de Diferenças - PLD do mercado de curto prazo por submercado; DECRETO Nº 5.163 DE 30 DE JULHO DE 2004. Art. 57. A contabilização e a liquidação mensal no mercado de curto prazo serão realizadas com base no PLD. § 1 o O PLD, a ser publicado pela CCEE, será calculado antecipadamente, com periodicidade máxima semanal e terá como base o custo marginal de operação, limitado por preços mínimo e máximo, e deverá observar o seguinte: I - a otimização do uso dos recursos eletro-energéticos para o atendimento aos requisitos da carga, considerando as condições técnicas e econômicas para o despacho das usinas; II - as necessidades de energia elétrica dos agentes; III - os mecanismos de segurança operativa, podendo incluir curvas de aversão ao risco de déficit de energia; IV - o custo do déficit de energia elétrica; V - as restrições de transmissão entre submercados; VI - as interligações internacionais; e VII - os intervalos de tempo e escalas de preços previamente estabelecidos que deverão refletir as variações do valor econômico da energia elétrica. § 2 o O valor máximo do PLD, a ser estabelecido pela ANEEL, será calculado levando em conta os custos variáveis de operação dos empreendimentos termelétricos disponíveis para o despacho centralizado. § 3 o O valor mínimo do PLD, a ser estabelecido pela ANEEL, será calculado levando em conta os custos de operação e manutenção das usinas hidrelétricas, bem como os relativos à compensação financeira pelo uso dos recursos hídricos e royalties. MALDITO PLD: DE ONDE VEM? QUEM O CRIOU? QUAL O CRITÉRIO? QUAL A BASE CONCEITUAL QUE O SUSTENTA?

41 IEE/USP Slide 41 Cenários RETROATIVOS:PLD com inserção da eólica em 2012 Cenário 1 – 15 GW, em 2012 Cenário 2 – 20 GW, em 2012 Cenário 3 – 20 GW incrementais: 2012 - 2015

42 IEE/USP Slide 42 Cenários de despacho térmico: substituição por eólicas 2012 Cenário 1 – 15 GW em Cenário 2 – 20 GW Cenário 3 – 20 GW, incrementais de 2012 - 2015

43 O RECONHECIMENTO FRACASSO DO “NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO” EM 2012. A EXPLOSÃO TARIFÁRIA PARA O MERCADO REGULADO A MEDIDA PROVISORIA 579.

44 IEE/USP Slide 44 Tarifa Média por Classe de Consumo R$/MWh 2013-2014

45 IEE/USP Slide 45 A MEDIDA PROVISORIA 579.  O RECONHECIMENTO DO FRACASSO E DA INSUFICIÊNCIA DA REFORMA DE 2004 VIRIA EM 2012 COM A MP 579, CONVERTIDA EM LEI N.12.783.  AO INVÉS DESMONTAR A MÁQUINA DE AUMENTAR CUSTOS EMBUTIDA NO MODELO VIGENTE, CRIOU UM SANGRIA BILIONÁRIA DE RECURSOS PÚBLICOS (RGR, CDE, EMPRÉSTIMOS JUNTO AO SISTEMA FINANCEIRO, APORTES DO TESOURO), APENAS PARA MANTER UMA INEXEQUÍVEL PROMESSA DE REDUZIR TARIFAS.  TRANSFERE DEZENAS DE BILHÕES DE REAIS DA NAÇÃO E QUEIMA PATRIMÔNIO PÚBLICO.  PELA CONSTITUIÇÃO, AS USINAS COM CONCESSÕES VENCIDAS PERTENCEM À NAÇÃO E NÃO AO GOVERNO DE PLANTÃO. FORAM CONSTRUÍDAS PELAS GERAÇÕES PASSADAS E DEVERIAM BENEFICIAR AS FUTURAS. O SISTEMA ELETROBRÁS, ESPECIALMENTE AS SUBSIDIÁRIAS CHESF E FURNAS, PATRIMÔNIO SOCIAL, FORAM DILAPIDADAS E ESTERILIZADAS FINANCEIRA E TECNICAMENTE.  AGORA EMITE NOVA MP QUE ENTREGA SOBRADINHO AOS ENERGOINTENSIVOS, SOB PRETEXTO DE MATER O EMPREGO

46 IEE/USP Slide 46 MEDIDA PROVIS Ó RIA N º 677, DE 22 DE JUNHO DE 2015. MEDIDA PROVIS Ó RIA N º 677, DE 22 DE JUNHO DE 2015. Autoriza a Companhia Hidro Elétrica do São Francisco a participar do Fundo de Energia do Nordeste, com o objetivo de prover recursos para a implementação de empreendimentos de energia elétrica, e altera a Lei nº 11.943, de 28 de maio de 2009, e a Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004. SOBRADINHO 1.050 MW

47 OS CUSTOS, ENTRE DE 2012 E 2015, DECORRENTES DA EXPANSÃO POR FONTE INADEQUADA E DA NÃO CONTRATAÇÃO PLENA DO MERCADO CATIVO E SUA PRECIFICAÇÃO PELO PLD ARBITRÁRIO, DESTITUIDO DE BASE CONCEITUAL.

48 ITAIPU R$ 511,9 milhões (27/06/2013) + R$ 1,455 bilhão (11/06/2013) Fonte: Eletrobrás/Fundos setoriais

49 RGR ( até 31/12/2014) Transferência para CDE– R$ 50 milhões Pagamento de indenizações - Acum. 2013 – R$ 18.217.968.537,58 Total 2014 - R$ 3.837.528.332,05 Total 2013-2014 – R$ 22.055.496,87 Fonte: Eletrobrás/Fundos setoriais “Eletrobras pede mais 15 bi por renovação de concessões ” diretor financeiro da Eletrobras – 01 de abril de 2015- Valor Econômico

50 R$19.475.050.191,17

51 Empréstimos “Distribuidoras vão cobrar R$ 37 bi nas contas para quitar dívida” Romeu Rufino, Diretor Geral da ANEEL – 01 de abril de 2015 – Valor Econômico.

52 O BALANÇO PARCIAL DE COMPROMETIMENTOS JÁ ANUNCIADOS PARA COBRIR OS SOBRECUSTOS DO SETOR ELÉTRICO JÁ SOMAM R$ 79 BILHÕES: CERCA DE R$20 BILHÕES DA CDE, R$37 BILHÕES EM EMPRÉSTIMOS A LIQUIDAÇÃO DOS FUNDOS DA RGR NO MONTANTE DE CERCA R$22 BILHÕES; O BALANÇO GERAL E FINAL AINDA ESTÁ POR SER FEITO, POIS AS CONTAS DA OPERAÇÃO DAS TÉRMICAS FORA DA ORDEM DE MÉRITO EM 205 ESTÃO EM ANDAMENTO E TUDO INDICA QUE PERMANECERÃO EM 2016.

53 Estimativa Parcial: R$ 79 bi RGR R$22 bi CDE R$20 bi Empréstimos: R$37 bi

54 HOJE, QUANDO FALTA ENERGIA, QUEM PAGA É O CATIVO! E, QUANDO SOBROU ENERGIA, COM PLD BAIXO, QUEM LEVOU? Os ditos livres amigos

55 1. PLANEJAMENTO EFICAZ; 2. REVISÃO DA OPERAÇÃO; 3. REVISÃO DA TARIFAÇÃO: ADERÊNCIA COM O CUSTO DO SERVIÇO; 4. PLD APENAS COMO INSTRUMENTO DE AJUSTE, NÃO COMO MOTOR DE CASSINO ESPECULATIVO CONTRA OS CATIVOS.

56 IEE/USP Slide 56 Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo  Avenida Professor Luciano Gualberto, 1289  São Paulo – SP  Brasil  www.iee.usp.br  Tel: + 55 11 3091 2500  contato@iee.usp.br