O modelo elétrico e a descapitalização do setor

O modelo elétrico e a
descapitalização do setor
Pilares ameaçados
Roberto Pereira d’Araujo
Diretor do ILUMINA
Realização:
Patrocínio:
1 - O Brasil sabe das políticas que foram impostas à
Eletrobrás?
Perda de contratos em 2003, apesar de preços mais baixos
e queda do mercado – proibição de buscar alternativas.
Energia “firme” liquidada no “mercado” por até R$ 4/MWh.
“Patrocínio” ao crescente mercado livre.
Leilão “liquidação” (2004) compulsório por 8 anos.
Parcerias minoritárias com retornos duvidosos.
MP 579 – Intervenção heterodoxa. Redução tarifária sem
diagnóstico.
Perda de capacitação técnica.
Mercado “livre” - PLD
Eletrobrás descontratada,
proibida de buscar
compensações e
“liquidando” energia firme
por até R$ 4/MWh!
500
R$/MWh
400
3 anos de um
verdadeiro BOLSA MW.
300
200
100
0
jan/13
jul/12
jan/12
jul/11
jan/11
jul/10
jan/10
jul/09
jan/09
jul/08
jan/08
jul/07
jan/07
jul/06
jan/06
jul/05
jan/05
jul/04
jan/04
jul/03
jan/03
jul/02
jan/02
Fonte: CCEE
10 x mais
volátil do que
o NORD
POOL
300
R$/MWh
Nord pool x PLD
500
400
200
jan/13
jul/12
jan/12
jul/11
jan/11
jul/10
jan/10
jul/09
jan/09
jul/08
jan/08
jul/07
jan/07
jul/06
jan/06
jul/05
jan/05
jul/04
jan/04
jul/03
jan/03
jul/02
jan/02
Fonte: CCEE e nordpool.com
2.100%
3.500%
100
0
Nord pool x PLD
"Aquela festa de um CMO a
R$ 15/MWh ou a R$ 18/MWh
acabou", afirmou Hermes
Chipp. (Estado de S.P 30/11)
500
R$/MWh
400
300
10 x mais
volátil do que
o NORD
POOL
200
Térmicas à
toda?
De repente?
100
0
jan/13
jul/12
jan/12
jul/11
jan/11
jul/10
jan/10
jul/09
jan/09
jul/08
jan/08
jul/07
jan/07
jul/06
jan/06
jul/05
jan/05
jul/04
jan/04
jul/03
jan/03
jul/02
jan/02
Fonte: CCEE e nordpool.com
Efeito MP 579
Sobre a Eletrobrás
Algum exemplo
similar no planeta?
-13%
-70%
-20%
2 - A redução tarifária foi uma exigência ligada à
competitividade da indústria brasileira. Essa
dependência é aceitável?
Se tal fosse verdade, as indústrias da Itália (+60%) e do
Japão (-10%) estariam falidas.
Se S. Antônio, Jirau, Teles Pires e Belomonte são os
paradigmas para afirmar que a energia das empresas da
Eletrobrás estão caras (FIESP) .....
Então, tomando como parâmetro o custo dessas usinas, o
consumidor já teria pago 80% do investimento das usinas
“amortizadas”.
O efêmero efeito da MP 579, já sendo neutralizado por aumentos
tais como as bandeiras tarifárias.
0,300
US$/kWh
0,250
Lei 12.783/2013
Aqui estava o
Brasil em
1995
0,200
0,150
0,100
0,050
Fonte Key World 2011 – International Energy Agency
United States
Canada
Norway
Chinese Taipei
Finland
Sweden
Switzerland
Mexico
France
Greece
Denmark
Portugal
Poland
United Kingdom
Luxembourg
Netherlands
Belgium
Ireland
Czech Republic
Turkey
Japan
Brazil
Slovak Republic
Italy
-
FIRJAN já reclama outra vez da tarifa brasileira
Aumento tarifa média 1995 – 2012 (~ 60% da final)
350
Observação: Anos
bases anteriores a
1995 mostram
aumentos ainda
maiores!
300
72 % de
aumento
real!
200
150
IPCA
100
50
10
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
0
1995
$R/MWh
Reforma
mercantil
250
Aumento tarifário da Indústria (cativo) 1995 - 2012
280,00
108 % de
aumento
real!
180,00
IPCA
130,00
80,00
11
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
30,00
1995
R$/MWh
230,00Reforma
mercantil
R$ 799,29 por
1340 kWh
Tarifa final
0,5963 R$/kWh
1 Can$ = R$ 2,2
Can$ 0,27/kWh
Pós redução
R$/kWh 0,462
Can$
0,22/KWh
12
Can $ 99,38 por
1200 kWh
Tarifa final
0,082 Can $ /kWh
Impostos e encargos
incluídos!
0,22/0,082 = 2,68
+ 268 %!
13
Um Sintoma da enfermidade do setor elétrico.
A Cesp, que não aderiu à proposta de renovação antecipada das concessões do setor
elétrico, é agora uma das geradoras que mais possuem energia disponível, ativo que
custa hoje R$ 336 por MWh no mercado de curto prazo. O valor equivale a 100 vezes,
aproximadamente, a tarifa que o governo federal havia estabelecido para a energia
produzida pelas hidrelétricas da companhia - e que foi recusada pela Cesp no ano
passado.
Medida provisória 579 – Lei 12.783/2013
Alvo Errado
Medida provisória 579 – Lei 12.783/2013
Alvo Errado
Estrutura da tarifa em 2011 segundo a ANEEL
Tributos; 25,9%
36.8%
Encargos; 10,9%
MP 579
Lei nº 12.783, de 2013
Distribuição;
26,5%
Transmissão; 5,7%
G+T+D
~ 63,2% da tarifa final
kWh
Energia; 31,0%
Fonte: ANEEL (2011)
17
Ninguém fez essa conta?
Usinas em
questão
Energia
na conta
X
Redução se
fosse de graça!
Nem tudo
é hidro
X
=
~ 80%
~ 20%
~ 30%
4,8%
22.741 MW
Peso do kWh (G) na conta final para alguns
países.
No Brasil em
2011, era 31%!
Qualquer outro
país dessa lista
teria mais
motivos para
intervir nesse
item!!
Fonte: Energy Prices Statistics – Eurostat -2012
(http://epp.eurostat.ec.europa.eu/statistics_explained/index.php/Energy_price_statistics#Furt
her_Eurostat_information).
Comparação de custos de hidroelétricas (US$/kW)
Max: US$ 2250/kW
Plant Type
Dispatchable Technologies
Conventional Coal
Advanced Coal
Advanced Coal with CCS
Natural Gas-fired
Conventional Combined Cycle
Advanced Combined Cycle
Advanced CC with CCS
Conventional Combustion Turbine
Advanced Combustion Turbine
Advanced Nuclear
Geothermal
Biomass
Non-Dispatchable Technologies
Wind
Solar PV1
Solar Thermal
Hydro2
Capacity
Levelized
Factor (%) Capital Cost
O&M das usinas da
85
CHESF ~ R$ 6/MWh
85 !
85
1/3!
87
87
87
30
30
90
91
83
Fixed
O&M
Variable
O&M
(includin
g fuel)
64,9
74,1
91,8
4
6,6
9,3
27,5
29,1
36,4
1,2
1,2
1,2
97,7
110,9
138,8
17,2
17,5
34,3
45,3
31
87,5
75,1
56
1,9
1,9
4
2,7
2,6
11,3
11,9
13,8
45,8
42,4
50,6
76,4
64,7
11,6
9,6
44,3
1,2
1,2
1,2
3,6
3,6
1,1
1,5
1,3
66,1
63,1
90,1
127,9
101,8
111,4
98,2
115,4
7,7
40,1
4
0
0
0
6
3,8
4,3
6,3
2,1
96
152,7
242
88,9
US$82,5
10/MWh
9,8
33
25
20
53
Transmission
Investment
Total
System
Levelized
Cost
140,7
195,6
76,9
Após tantas intervenções heterodoxas, como
continuamos a ter tarifa não condizentes com
sistemas de base hidrelétrica?
I.
Carga tributária sobre a energia elétrica sai incólume.
II. O kWh encarece em função da necessidade de uso de
geração térmica (cara no Brasil).
III. A questão da garantia está no vórtice entre
dissidências entre operação e planejamento.
IV. Interesses comerciais impedem uma revisão completa do
modelo mercantil.
Reserva
Carga
TWh
40
300
12%
65
520
jan/13
jan/12
jan/11
jan/10
jan/09
jan/08
jan/07
jan/06
jan/05
jan/04
jan/03
jan/02
jan/01
190.000
180.000
170.000
160.000
150.000
140.000
130.000
120.000
110.000
100.000
90.000
80.000
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
jan/00
GWh
Um “retrato” da evolução da reserva integrada.
12%
... não dá para culpar S. Pedro!
1.000.000
* Dados até outubro
900.000
2011
800.000
2009
2010
700.000
2013 *
2012
500.000
400.000
300.000
200.000
100.000
1992
1979
2009
1947
1998
1973
2000
1972
1991
1978
1976
1949
1996
1970
1975
1962
1939
1968
1963
1944
-
1953
GWh
600.000
Estoque está ficando cada vez mais curto!
Decréscimo da capacidade de
regularização – 2003-2011
Armmax/Carga mensal
Diminuição da capacidade de regularização
Fonte: Elaboração própria a partir de dados históricos da operação (ONS)
Mudança estrutural não percebida?
Reserva/(Carga-G não hidr)
Reserva/Carga
Não estamos conseguindo
encher os reservatórios
30% acima da
média
Ao encher os reservatórios, é
normal sair pelo “ladrão”!
60.000
jan/11
fev/11
mar/11
abr/11
mai/11
jun/11
jul/11
ago/11
set/11
out/11
nov/11
dez/11
jan/12
fev/12
mar/12
abr/12
mai/12
jun/12
jul/12
ago/12
set/12
out/12
nov/12
dez/12
jan/13
fev/13
mar/13
abr/13
mai/13
jun/13
jul/13
2012: O ano dos indícios.
100.000
90.000
80.000
Energia
natural total
em GWh
70.000
Energia Natural GWh
Mau humor
de S. Pedro
MP 579
Carga total
em GWh
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
29
Carga GWh
7.000
jan/11
fev/11
mar/11
abr/11
mai/11
jun/11
jul/11
ago/11
set/11
out/11
nov/11
dez/11
jan/12
fev/12
mar/12
abr/12
mai/12
jun/12
jul/12
ago/12
set/12
out/12
nov/12
dez/12
jan/13
fev/13
mar/13
abr/13
mai/13
jun/13
jul/13
GWh
Estranhas Coincidências
Geração Térmica
10.000
MP 579
9.000
8.000
Menos GT?
Mau humor
de S. Pedro
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
30
O que está sendo
adotado no Brasil nada
tem a ver com o conceito
de serviço público.
Como é possível amortizar ativos, reduzindo tarifas
continuamente, sem intervenções?
Company
Alabama Power
Arizona Public Service
Entergy AR
Oklahoma Gas & Electric AR
Pacific Gas & Electric CA
Southern California Edison
San Diego Gas & Electric
Public Service Co CO
Progress Energy FL
Maine Public Service
Potomac Electric Power MD
Delmarva Power & Light MD
Detroit Edison
Consumers Energy MI
Interstate Power & Light MN
Northern States Power MN
Entergy Mississippi
Mississippi Power
Kansas City Power & Light MO
ROE
13.75%
10.75%*
11.00%
10.00%*
11.35%
11.50%
11.10%
10.50%**
11.75%
10.20%**
10.00%*
10.00%*
11.00%
10.70%
10.39%**
10.54%**
11.05%***
12.98%***
11.25%**
Company
Aquila Inc MO
Ameren UE MO
Sierra Pacific Power NV
Unitil Energy Systems NH
Central Hudson Gas & Electric NY
Duke Energy Carolinas NC
Progress Energy Carolinas SC
South Carolina Electric & Gas
Entergy Gulf States – TX
PacifiCorp UT
Green Mountain Power VT
Appalachian Power VA
Puget Sound Energy WA
PacifiCorp WA
Avista WA
APCo/Wheeling (AEP Utilities) WV
MonPower/PE (APS Utilities) WV
Wisconsin Power & Light
Wisconsin Public Service
ROE
10.25%*
10.20%*
10.60%**
9.67%**
9.60%**
12.25%***
12.75%***
11.00%***
10.95%
10.25%**
10.25%**
10.00%
10.40%***
10.20%***
Avista WA
10.50%***
10.50%***
10.80%*
10.90%*
Fonte:R. Mihai Cosman – CPUC Energy Division. (***) Ferc response, (**) 2007, (*) 2006 Public
Utilities Fortnightly
A maioria dos
estados americanos
permanecem sob o
“return rate
regulation”, que nada
mais é do que o
nosso antigo regime
de serviço pelo custo,
desmontado a partir
de 1995.
Grato pela paciência.
Roberto Pereira d Araujo
[email protected]
Realização:
Patrocínio
: